Legislación consolidada

Resolución de 23 de febrero de 2023, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se aprueban las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de energía eléctrica para su adaptación al régimen económico de energías renovables y evolución del comité de agentes del mercado.

Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia

«BOE» núm. 53, de 03 de marzo de 2023

Referencia: BOE-A-2023-5582

Texto consolidado

Última modificación: 12 de junio de 2024

Esta Resolución se deja sin efecto, por el apartado III.segundo de la Resolución de 23 de mayo de 2024. Ref. BOE-A-2024-11958 conforme se establece en su apartado III. primero.

La Sala de Supervisión Regulatoria, de acuerdo con la función establecida en el artículo 7.1.c de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, modificada por el Real Decreto-ley 1/2019 y desarrollada a través de la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del sistema, y en cumplimiento de lo establecido en el artículo 23 de dicha circular, acuerda emitir la siguiente resolución.

I. Antecedentes de hecho

Primero.

La Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, modificada por el Real Decreto-ley 1/2019, en su artículo 7, acerca de la supervisión y control en el sector eléctrico y en el sector del gas natural, determina en su apartado primero la potestad de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia para establecer, mediante circular, las metodologías relativas al acceso a las infraestructuras transfronterizas, incluidos los procedimientos para asignar capacidad y gestionar la congestión en los sectores de electricidad y gas. Asimismo, atribuye a este organismo la potestad de determinar las reglas de los mercados organizados en su componente normativa en aquellos aspectos cuya aprobación corresponda a la autoridad reguladora nacional de conformidad con las normas del derecho europeo.

En fecha 2 de diciembre de 2019, se publicó en el «Boletín Oficial del Estado» la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del sistema.

La Circular 3/2019, en su artículo 5, establece que el operador de mercado deberá elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación del mercado. Asimismo, en el punto 5 del artículo 10, establece que el operador del mercado, en coordinación con el resto de operadores del mercado, tendrá en cuenta, a la hora de realizar la casación del mercado, lo previsto en el Plan de funciones conjuntas de los operadores de acoplamiento de mercado, en el algoritmo de acoplamiento de mercados, en el procedimiento de contingencia, en la definición de productos negociables y en los límites de precios del mercado, según lo indicado en los artículos 7, 36, 37, 40, y 41 del Reglamento (UE) 2015/1222.

Segundo.

El Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, regula un nuevo régimen económico para instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables (REER) a través de un mecanismo de subasta, que les garantiza una señal de precio estable, de tal forma que perciben un precio («precio a percibir»), calculado a partir del precio de adjudicación resultado de la subasta, pudiendo ser este corregido a través del porcentaje de ajuste de mercado. Los detalles del mecanismo de cada subasta quedan recogidos a nivel de orden ministerial, en la que se establecen la energía mínima y máxima de subasta y plazo máximo de entrega, cuya cuantificación se realizará mediante la orden por la que se regule el mecanismo de subasta. Las subastas serán convocadas mediante resolución de la persona titular de la Secretaría de Estado de Energía.

El mencionado real decreto establece que la energía negociada en los mercados diario e intradiario por las instalaciones adjudicatarias de las subastas REER debe ser objeto de liquidación por parte del operador del mercado por la diferencia entre el precio a percibir y el obtenido en dichos mercados. Asimismo, la energía negociada en servicios de ajuste y de balance debe ser también objeto de liquidación por la diferencia entre el precio a percibir y el precio del mercado diario. Cabe mencionar que dichas instalaciones no podrán declarar contratos bilaterales físicos.

Establece además que el excedente o déficit económico sea distribuido por el operador del mercado entre las unidades de adquisición nacionales en proporción a la energía diaria programada en su programa horario final después del mercado continuo.

Requiere finalmente que las reglas de funcionamiento del mercado diario e intradiario de producción incorporen el mecanismo de liquidación de la energía de subasta, así como las garantías a aportar por los titulares de las unidades de adquisición para cubrir las posibles obligaciones de pago resultantes.

La Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, regula el primer mecanismo de subasta, para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables y se establece el calendario indicativo para el periodo 2020-2025.

La Resolución de 10 de diciembre de 2020, de la Secretaría de Estado de Energía, convocó la primera subasta de 3.000 MW efectuada el 26 de enero de 2021, para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables al amparo de lo dispuesto en la orden TED/1161/2020.

La Resolución de 8 de septiembre de 2021, de la Secretaría de Estado de Energía, convocó la segunda subasta de 3.300 MW efectuada el 19 de octubre de 2021, para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables al amparo de lo dispuesto en la orden TED/1161/2020.

La fecha de inicio del plazo máximo de entrega de las primeras instalaciones comienza el 31/1/2023. Cabe sin embargo la posibilidad de adelantar la entrada en vigor del mecanismo, ya que en la disposición final 4.2 del Real Decreto 376/2022, de 17 de mayo de 2022, se introdujo un nuevo artículo 18.bis en el RD960/2020 referente a la adhesión a la retribución del régimen económico de energías renovables con carácter previo al inicio del plazo máximo de entrega. Bajo este artículo los titulares de instalaciones podrían solicitar la adhesión al régimen con anterioridad al inicio del plazo máximo de entrega, condicionado a que se encuentre aprobada la normativa necesaria para la correcta aplicación del régimen.

Tercero.

El operador de mercado del MIBEL (OMIE) llevó a cabo entre el 5 de mayo y el 5 de junio de 2022, una consulta pública sobre la propuesta de adaptación de las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de energía eléctrica al régimen económico de energías renovables y evolución del comité de agentes del mercado, a los operadores del sistema y a todos los agentes de mercado.

Con fecha 8 de julio de 2022, OMIE publicó en la página web del operador del mercado y envió a las entidades reguladoras MIBEL los comentarios recibidos en la consulta pública sobre la propuesta de Reglas, así como la propuesta de Reglas publicada el 5 de mayo de 2022 y la propuesta de Reglas a la vista de los comentarios recibidos.

Esta propuesta revisada tuvo entrada en el registro de la CNMC ese mismo día 8 de julio de 2022. Dado su carácter temporal, la propuesta del operador del mercado no incorpora la modificación del texto de las reglas establecido por el Real decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, por el que se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista.

Cuarto.

Posteriormente, con fecha 27 de septiembre de 2022 tuvo entrada en la CNMC una propuesta del operador del mercado de cambio adicional en las Reglas del Mercado, relacionada con el tratamiento de las ofertas del mercado intradiario continuo.

Quinto.

Adicionalmente, con fecha 7 de noviembre de 2022, el operador del mercado remitió a la CNMC una segunda propuesta de cambio adicional en las Reglas del Mercado, con objeto de permitir el reparto entre los agentes del mercado de los intereses devengados en las cuentas designadas por el operador del mercado.

Sexto.

Con fecha 18 de noviembre de 2022, y de acuerdo con la disposición transitoria décima de la Ley 3/2013, de 4 de junio, se dio trámite de audiencia, enviando al Consejo Consultivo de Electricidad la «Propuesta de resolución por la que se aprueban las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica para su adaptación al régimen económico de energías renovables y evolución del comité de agentes del mercado». Asimismo, en esa misma fecha, en cumplimiento del trámite de información pública, se publicó en la página web de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la citada propuesta de resolución para que los sujetos formularan sus alegaciones en el plazo de veinte días hábiles.

Séptimo.

Con fecha 18 de noviembre de 2022, se remitió la propuesta de resolución a la Dirección General de Política Energética y Minas para que aportaran sus comentarios al respecto.

Octavo.

Con fecha 21 de noviembre de 2022, así como, tras el trámite de audiencia, con fecha 9 de febrero de 2023, se remitió la propuesta de resolución al Consejo de Reguladores del MIBEL, para que aportaran sus comentarios al respecto. Dicho Consejo no ha manifestado oposición a la modificación de las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario.

II. Fundamentos de Derecho

Primero. Habilitación competencial.

El artículo 7.1, párrafo final, de la Ley 3/2013, de 4 de junio, habilita a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia para dictar actos de ejecución y aplicación de las circulares, que habrán de publicarse en el BOE.

La Circular 3/2019, en su artículo 5, establece que el operador de mercado deberá elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación europea, y presentar las propuestas necesarias para asegurar el buen funcionamiento del mercado mayorista de electricidad.

Por su parte, el artículo 23 de la Circular 3/2019 establece el procedimiento de aprobación por parte de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia de las metodologías, condiciones, reglas de funcionamiento de los mercados y procedimientos de operación y proyectos de demostración.

El objetivo principal de esta propuesta de revisión de Reglas de Funcionamiento de los Mercados Diario e Intradiario de Producción de Energía Eléctrica es adaptar su contenido al punto 5 del artículo 23 del Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, por el que se regula el régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica. Dicho punto 5 establece que las reglas de funcionamiento del mercado diario e intradiario de producción desarrollarán el mecanismo de liquidación de la energía de subasta, así como las garantías a aportar por los titulares de las unidades de adquisición para cubrir las posibles obligaciones de pago resultantes.

Segundo. Síntesis de los cambios propuestos por el operador del mercado: liquidación REER y configuración CAM.

La propuesta de reglas remitida inicialmente por el operador del mercado recoge los aspectos necesarios para la liquidación del régimen económico de energías renovables en aplicación del Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, por el que se regula el régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica, así como la adaptación del Capitulo V «Comité de Agentes del Mercado» para incorporar una nueva configuración del Comité de Agentes de Mercado a efectos de dotarlo de una nueva estructura y composición, que extienda su representatividad a todos los agentes de mercado que deseen formar parte de él.

A. Incorporación de liquidaciones REER.

Al objeto de liquidar la diferencia entre el precio a percibir establecido por el Real Decreto 960/2020 y el resultante de los mercados diario e intradiario (para el caso de energía negociada en servicios de ajuste y de balance se utilizará el precio del mercado diario) se implementa el mecanismo para la liquidación del REER quedando integrado en las actuales liquidaciones diarias, manteniéndose el actual calendario de liquidación, facturación, cobros y pagos.

Establece el reparto del excedente o déficit diario de manera horaria entre las unidades de adquisición nacionales a excepción de las unidades de almacenamiento (consumo de bombeo, baterías), unidades genéricas, unidades porfolio de generación de compra, unidades de exportación y unidades de compra de servicios auxiliares de unidades de producción.

En el caso de un incumplimiento en el pago no cubierto por garantías suficientes, las garantías disponibles del agente incumplidor se destinarán en primer lugar a cubrir las obligaciones de pago correspondientes a los mercados diario e intradiarios. El resto de las garantías disponibles del agente incumplidor, en su caso, se destinarán en primer lugar a la cobertura de las obligaciones de pago del Régimen Económico de Energías Renovables y, con posterioridad, a aquellos otros requerimientos de garantías que normativamente se contemplen. Los incumplimientos en el pago del déficit se prorratearán entre los titulares de las instalaciones acogidas al REER en proporción a su saldo acreedor tal como se disponía en la Orden TED/1161/2020

El operador de mercado procederá a suspender la participación en el mercado a aquellas unidades de oferta de adquisición nacionales que no hayan satisfecho los requerimientos de garantías REER, y podrá asimismo limitar o suspender a unidades asociadas a instalaciones adscritas al REER ante eventuales situaciones de insuficiencia de garantías. En ambos casos, la suspensión se comunicará al operador del sistema, que procederá a su vez a suspender la actuación de las unidades de programación correspondientes.

Para facilitar toda la operativa se dispone que las instalaciones acogidas al régimen económico REER deberán constituirse en unidades de oferta separadas, no pudiendo asociarse otras instalaciones en esa unidad de oferta, mientras estén adscritas a dicho régimen.

B. Incorporación de nuevas garantías

Además de los tres tipos de garantía que ya había establecidas:

– Garantía de operación para cubrir el valor de las ofertas deudoras que permita a los agentes participar en el proceso de casación correspondiente. (la insuficiencia de esta garantía impedirá su participación)

– Garantía de crédito que responderá de las obligaciones de pago devengadas que se calcula una vez se conozca el resultado de la liquidación

– Garantía complementaria, exigible a los agentes en aquellos supuestos en que el operador del mercado lo considere necesario, bien por existir un riesgo superior a la cobertura de la garantía de operación, bien por otras circunstancias especiales que justifiquen objetivamente la exigencia de garantías complementarias.

La propuesta implementa otros dos tipos de garantías que cubran posibles incumplimientos de obligaciones de pago derivados del mecanismo de liquidación REER:

– Garantía requerida a agentes titulares de unidades de adquisición nacionales para responder de las obligaciones de pago de la liquidación del posible déficit económico del régimen económico de energías renovables.

Esta garantía llega a cubrir dos días de negociación: el día D (que no es liberado hasta el día D+1 tras recibir a energía despachada en los servicios de ajuste remitida a las 4:00 por el operador de sistema) y el día D+1 para poder hacer ofertas al mercado con entrega el D+1.

Una vez se liquida y factura el día de negociación cerrado D incorporando la liquidación REER, las obligaciones de pago derivadas de dichas facturas serán cubiertas mediante garantías de crédito, debiendo las garantías REER cubrir todavía el día D+1, y a cubrir posteriormente un nuevo día de negociación en el momento de validación de nuevas ofertas para el día D+2

El cómputo de esta garantía considerará 1,5 veces la potencia máxima de adquisición (o su posición horaria máxima en el PHF si la potencia fuera inferior), así como la probabilidad (coeficiente de minoración) de que el precio horario del MD se sitúe por debajo del precio medio de adjudicación de las instalaciones adscritas al REER, suponiendo un volumen de déficit máximo (asignando disponibilidades típicas a toda la potencia REER y asumiendo un precio de mercado igual al precio de exención de la subasta, por debajo del cual la energía se excluye del régimen REER) y el volumen de demanda mínimo esperado.

– Garantía requerida a agentes titulares de unidades de producción nacionales adscritas al régimen económico de energías renovables para responder de las obligaciones de pago de la liquidación del mencionado régimen económico. Se habilita así a OMIE a establecer una garantía a sujetos REER para cubrir posibles situaciones de riesgo.

C. Modificación del criterio en la cesión de derechos de cobro de las unidades de producción adscritas al REER.

En el caso particular de los derechos de cobro generados por las unidades adscritas al régimen económico de energías renovables, éstos no se tendrán en consideración hasta la liquidación completa del día de entrega que se realizará por el operador del mercado con posterioridad a la recepción de la información comunicada por el operador del sistema, considerándose como derechos de cobro provisionales el mínimo entre los derechos de cobro que resulten de valorar la energía al precio del mercado en el que la instalación haya negociado y los derechos de cobro que resulten de valorar dicha energía al precio a percibir por la instalación.

D. Modificación del comité de agentes del mercado.

Se modifica el actual modelo de funcionamiento y composición del comité de agentes de mercado⁽¹⁾ para adaptarlo los requerimientos establecidos en la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la CNMC y a la Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, bajo los cuales, los participantes de mercado deben poder ser informados y consultados de forma transparente y no discriminatoria sobre las propuestas de cambio de reglas y metodologías, de forma que sus opiniones puedan ser consideradas.

⁽¹⁾ La estructura del CAM recogido en las reglas de mercado vigentes está regulada de la siguiente manera:

– Seis representantes de los productores de instalaciones no pertenecientes a fuentes de energía renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos.

– Cuatro representantes de los productores de instalaciones de energía renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos.

– Un representante de los agentes que actúan como representantes.

– Un representante de los comercializadores no residentes.

– Dos representantes de los comercializadores de referencia.

– Cuatro representantes de los comercializadores.

– Tres representantes de los consumidores.

– Dos representantes del «OMI-POLO ESPAÑOL, S.A. (OMIE)».

– Un representante de cada uno de los Operadores del Sistema, español y portugués, sin derecho a voto y sin entrar en turno de presidencia.

El Presidente y el Secretario de este órgano serán elegidos por el Comité de agentes del mercado diario de producción entre sus miembros titulares.

La nueva configuración propuesta permite y facilita informar, consultar y recoger los puntos de vista de todos los interesados de forma transparente y no discriminatoria, pudiendo formar parte del comité de agentes:

– Agentes de mercado que soliciten su participación

– Asociaciones que desarrollen funciones relacionadas con las actividades incluidas en el artículo 6 de la Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, que representen como mínimo a 3 agentes de mercado y que soliciten su participación.

– Dos representantes del «OMI-Polo Español, SA (OMIE)».

– Un representante de cada uno de los Operadores del Sistema, español y portugués, sin derecho a voto.

– Un representante de cada uno de organismos encargados de la regulación de la energía en el mercado ibérico, sin derecho a voto.

El presidente será responsable de la convocatoria de las reuniones ordinarias y el contenido del orden del día y de dirigir los debates, y será elegido por sorteo entre las asociaciones miembros del Comité, y su presidencia será ejercida por seis meses. OMIE ejercerá la función de secretario que se encargará de extender las actas reflejando los acuerdos alcanzados.

Se introducen algunas mejoras en la operativa del CAM estableciendo reuniones telemáticas, así como una regla de mayoría superior al 50 % para validar los acuerdos, y obligaciones de confidencialidad respecto a las deliberaciones que tengan lugar en sus reuniones.

Por último, el operador del mercado propone un plazo máximo de seis meses desde la entrada en vigor de la resolución de aprobación de las Reglas para que el Comité de Agentes del Mercado adecue su composición, estructura y funcionamiento a lo previsto en el capítulo V.

E. Otros cambios menores.

Dado que la liquidación REER conlleva un requerimiento de garantías que se actualiza periódicamente, la propuesta relaja el cargo a los agentes que superen un número de movimientos de garantías en efectivo por periodo de tiempo ampliando el umbral al sexto movimiento en cada mes natural, y al décimo en los últimos dos meses.

Tercero. Cambios adicionales propuestos por el operador del mercado: reactivación ofertas del continuo, y reparto de intereses.

Los cambios adicionales que se especifican a continuación han sido incorporados en la propuesta de Reglas que se incluye en el anexo.

A. Reactivación ofertas del continuo.

Con fecha 27 de septiembre de 2022 tuvo entrada en la CNMC una propuesta del Operador del Mercado de cambio adicional en las Reglas. La propuesta está enfocada al tratamiento de las ofertas del mercado intradiario continuo para adaptarlas a la situación actual que se está observando en este mercado, consistente en un considerable incremento del volumen de ofertas recibidas relacionada con la puesta a disposición de la capacidad en la frontera Francia-España a las 22:00 h y que, de acuerdo con la información proporcionada por el Operador del Mercado, estaría poniendo en riesgo la capacidad de respuesta de sus sistemas.

Según argumenta el operador del mercado en el informe justificativo que acompaña esta propuesta adicional, tras la entrada en vigor del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, por el que se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista, se ha venido observando un aumento sustancial en la diferencia de precios resultante de la casación del Mercado Diario entre las áreas de precio francesa y española.

Esta diferencia de precios ha venido acompañada de un notable incremento en el volumen de ofertas recibidas al mercado intradiario continúo, tras la primera subasta intradiaria a las 15:10, momento en el que se abren a negociación por primera vez los contratos del mercado intradiario continuo para el día siguiente, y en el que los agentes del mercado compiten por ser los primeros en insertar sus ofertas al mismo (ya que de acuerdo con el criterio previsto en la Regla 46.2.7 vigente: «... Las ofertas hibernadas serán reactivadas por orden de llegada a la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado»).

Este incremento del número de ofertas recibidas a las 15:10, para tener preferencia en la reactivación tras la subasta a las 22:00 h, e intentar casar contra ofertas del lado francés mediante envíos masivos, está provocando que otros agentes no puedan realizar sus operaciones impidiendo el adecuado uso de recursos compartidos por todos los agentes de mercado (colas de recepción, tratamiento y respuesta de ofertas) que intentan negociar en el mercado continuo. Se ha observado que muchas de estas ofertas son además erróneas y han de ser rechazadas en el momento de su validación.

Por ello, el operador del mercado propone cambios en las Reglas de Funcionamiento de los Mercados diario e intradiario de Energía de Electricidad, que mitiguen esta situación. En particular, en las reglas 46.2.7 y 46.2.10:

– Se propone establecer un nuevo criterio de reactivación de ofertas al mercado intradiario continuo tras subasta, pasando del actual mecanismo basado en el tiempo de llegada de las ofertas, a otro basado en un criterio de reactivación por orden de precio de las ofertas.

– Se propone descartar la cesta de ofertas completa si alguna de las ofertas contenidas en la cesta ofertara a algún/os contrato/s que no se encuentre en negociación⁽²⁾.

⁽²⁾ La cesta de ofertas es una funcionalidad que tiene XBID para enviar un número de ofertas juntas. Actualmente, algunos agentes están enviando una cesta de ofertas antes de la apertura de un contrato para asegurarse saturar las colas y ser estas ofertas las primeras en procesarse.

B. Reparto de intereses.

Con fecha 7 de noviembre de 2022, el operador del mercado remitió a la CNMC una segunda propuesta de cambio adicional en las Reglas del Mercado, con objeto de permitir el reparto entre los agentes del mercado de los intereses devengados en las cuentas designadas por el operador del mercado.

El operador del mercado justifica esta propuesta en el marco actual de alza en los tipos de interés, que en un corto espacio de tiempo han pasado de tipos negativos a positivos. En este contexto, las entidades financieras están comenzando a remunerar intereses por los saldos de efectivo en las cuentas bancarias. En previsión de que las cuentas bancarias designadas por el operador del mercado para la realización de los abonos y pagos, así como la cuenta bancara para la gestión de garantías, comiencen a devengar intereses, el operador considera que se hace necesario modificar las Reglas mencionadas para permitir el reparto de los intereses devengados entre los agentes del mercado.

El texto propuesto por el operador del mercado está en línea con el que ya estuvo en vigor a estos efectos en las Reglas del Mercado hasta el 31 de diciembre de 2015 (posteriormente, los intereses pasaron a ser negativos por lo que no se ha producido devengo de intereses hasta la actualidad). En definitiva, la modificación propuesta en las reglas 56.7 y 57.6.1 (nueva numeración) habilita a realizar el reparto entre los agentes del mercado de los intereses devengados en las cuentas designadas por el operador del mercado para abonos y pagos, así como en la cuenta bancaria designada para garantías.

Cuarto. Requerimiento para la revisión de la tipología de ofertas.

El artículo 40 del Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión, de 24 de julio de 2015, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones (CACM), prevé la regulación de los productos que pueden ser ofrecidos por los operadores de mercado en las zonas de precio donde han sido designados, para el acoplamiento único diario del mercado eléctrico. Ese mismo artículo establece que los operadores del mercado deben garantizar que el algoritmo de acoplamiento de los precios pueda aceptar ofertas de bloque simple, así como ofertas que abarquen varios periodos horarios. Exige además una revisión bienal de la lista de productos y sus condiciones de aplicación mediante un proceso de consulta efectuado por el conjunto de operadores de mercado a los participantes de mercado, operadores de sistema y reguladores nacionales para garantizar que los productos disponibles reflejen sus necesidades, garantizar la seguridad operacional y cumplir los objetivos del mencionado reglamento.

Los términos y condiciones que determinan dichos productos fueron aprobados por todas las autoridades reguladoras en 2018. En un proceso de revisión posterior, la agencia ACER enmendó dichos términos, mediante Decisión n.º 37/2020, de 22 de diciembre de 2020. La enmienda aprobada por ACER establece que los productos complejos como las complex block orders o las ofertas de ingresos mínimos (MIC) sean considerados como optativos, pudiendo ver su uso restringido en caso de tener que aplicar medidas correctoras cuando el rendimiento del algoritmo no sea aceptable. Introduce además una nueva oferta compleja de ingresos mínimos: las Scalable Complex Orders (SCO) propuesta por los operadores de mercado como una alternativa a las MIC existentes, con la finalidad de mejorar la ejecución del algoritmo, buscando un equilibrio entre la flexibilidad y complejidad que necesitan los sujetos y la escalabilidad del algoritmo para poder proporcionar una solución al proceso de casación. No obstante, la incorporación de las SCO a la lista de productos no implicó en su momento la eliminación de las ofertas complejas existentes, manteniéndose ambas como productos optativos.

La implantación del paquete de energía limpia para todos los europeos conllevará importantes retos para el mercado mayorista eléctrico en los próximos años. El algoritmo Euphemia que ejecuta la casación del mercado diario tendrá que adaptarse a nuevos requerimientos, de entre los que destacan la implementación del enfoque «flow based» en zona centro y norte de Europa, la optimización conjunta con productos de reserva de balance, la extensión del acoplamiento diario a países de la Energy Comunity y, en especial, la implementación de una programación cuartohoraria, como consecuencia de la transición del periodo de liquidación del desvío a quince minutos, lo que debe tener lugar antes del 1 de enero de 2025.

A la vista de las pruebas efectuadas en el segundo trimestre de 2022 por los operadores del mercado, el Market Coupling Steering Comitee comunicó que el paso a la programación cuartohoraria solo era posible bajo ciertas condiciones entre las que aparece la eliminación de las MIC, siendo viable su sustitución por las SCO que tienen menor impacto sobre el rendimiento del algoritmo.

Según las mencionadas pruebas, de mantener las MIC, el algoritmo podría empeorar su rendimiento por debajo de los umbrales requeridos y, por tanto, se haría necesario aplicar medidas correctoras que impidieran su uso, lo que dejaría a los sujetos de mercado sólo la posibilidad de utilizar ofertas simples horarias.

Ante la misma tesitura, varios reguladores u operadores de mercado ya han anunciado su intención de adaptar las ofertas utilizadas en su región, entre ellos, Irlanda e Italia.

Teniendo en cuenta todo lo anteriormente expuesto, se considera oportuno solicitar al operador del mercado ibérico una evaluación de la conveniencia de modificar la tipología de ofertas actualmente vigentes en dicho mercado. En particular, la posibilidad de sustituir las MIC por otro tipo de ofertas complejas, de entre las permitidas por los términos y condiciones que determinan los productos del mercado diario. Se dispone por tanto en esta resolución un mandato al operador del mercado en este sentido, advirtiéndose que este proceso de evaluación deberá comprender una consulta pública a los sujetos del mercado y, en caso de concluir que es necesaria una adaptación de las ofertas, una propuesta de modificación de las reglas del mercado y/o una hoja de ruta con calendario detallado de pasos para su implantación.

Quinto. Consideraciones sobre las modificaciones propuestas y los comentarios recibidos en el trámite de audiencia.

Se expone a continuación la valoración por esta Comisión de la propuesta del operador del mercado, así como de los comentarios formulados por los sujetos interesados en los trámites de audiencia.

Durante el trámite de audiencia de la CNMC se han recibido comentarios de ocho sujetos, entre empresas y asociaciones. La mayoría de los comentarios recibidos habían sido ya aportados en el proceso de consulta llevado a cabo por el operador de mercado.

Algunos de los comentarios exceden el ámbito de la consulta, como puede ser el debate sobre la configuración de unidades de programación del operador del sistema y su relación con cada unidad de oferta del operador del mercado, las subastas regionales intradiarias o los horarios de apertura de la negociación continua con Francia. Estas cuestiones serán abordadas en el momento en que corresponda: adaptación de los procedimientos de operación del sistema a las condiciones de servicios de no frecuencia e hibridación de tecnologías, implementación de las subastas intradiarias paneuropeas, etc. Las reglas del mercado podrán adaptarse en el contexto de dichos procesos y/o con posterioridad, tras el correspondiente trámite de audiencia.

A. Sobre el mecanismo propuesto para las liquidaciones REER y las nuevas garantías implementadas.

En líneas generales, se considera que la propuesta del operador del mercado da cumplimiento a la obligación de implementar un mecanismo de liquidación de la energía negociada por las instalaciones REER de acuerdo con el Real Decreto 960/2020 y que consigue una integración del mecanismo en las actuales liquidaciones diarias manteniendo el actual calendario de liquidación, facturación, cobros y pagos.

No obstante, los sujetos han formulado múltiples comentarios en relación con el diseño y cómputo de las nuevas garantías REER. En términos generales, los sujetos cuestionan que resulte óptimo el carácter maximalista del cálculo de las nuevas garantías a depositar por parte de las unidades de adquisición, y sugieren que se consideren algunas alternativas menos gravosas, como utilizar la posición horaria máxima en el PHF (Programa Horario Final) en vez de la potencia máxima de consumo.

A este respecto, cabe señalar que las garantías se han visto considerablemente incrementadas en el último año como consecuencia del elevado precio del mercado, motivado por la crisis energética post-covid y la guerra de Ucrania. Al mismo tiempo, el incremento de los tipos de interés ha agudizado este incrementado del coste de las garantías e incluso ha dificultado el acceso a avales u otro tipo de garantías para los sujetos con menor capacidad financiera, por lo que es comprensible la preocupación mostrada por los sujetos ante un nuevo incremento de garantías.

Sin embargo, debe tenerse en consideración que no se prevé que las nuevas garantías que se están regulando tengan un impacto considerable de forma inmediata ni coincidente con el actual episodio de precios elevados. En primer lugar, su finalidad es cubrir obligaciones de pago para financiar el régimen de las REER. El volumen de generación acogida al régimen REER, y con él el volumen económico a garantizar, será muy pequeño en inicio; irá incrementándose progresivamente en los próximos años, a medida que se vayan incorporando en mercado las instalaciones adjudicatarias de las subastas REER. En segundo lugar, las garantías que se exigen a los compradores son para cubrir obligaciones de pago cuando el precio del mercado diario sea inferior al precio REER, lo que parece poco probable que suceda de forma sistemática en el corto plazo, mientras perdure la crisis energética.

Teniendo esto en cuenta, y volviendo a los comentarios recibidos durante el trámite de audiencia sobre la cuestión de utilizar la posición horaria máxima en el PHF en vez de la potencia máxima de consumo, se concluye que la utilización de la posición máxima en el PHF no resulta oportuna. La elección de criterio de potencia máxima se basa en que cubre de mejor manera los posibles incrementos de consumo sobre históricos. Si se aplicara un modelo basado en históricos, como el máximo PHF, no se garantizaría la cobertura de incrementos de compra por adquisición de nuevos clientes y resultaría obligatorio incorporar un valor de tolerancia para cubrir riesgos remanentes, lo que resultaría en un mecanismo más complicado y acercaría el resultado al modelo del potencial de adquisición. En todo caso, los sujetos pueden ajustar su potencia máxima de compra, y con ella el volumen de las garantías, ya que se trata de un valor declarado por ellos al operador del mercado que en ocasiones se encuentra muy alejado de la necesidad real de compra del sujeto.

A este respecto y de forma más particular algún agente pone como ejemplo el caso de aquellas unidades que transfieren energía entre mercado y contratos bilaterales, con objeto de tener una posición final nula. Cabe destacar que es una acción permitida en el mercado actual, pero en cualquier caso no es obligatoria, además, no corresponde al operador de mercado presuponer siempre que una compra en mercado acabe totalmente cerrada en negociación bilateral, y por tanto dicha compra debe someterse a los mismos cálculos de garantías que el resto de las unidades.

Otra alternativa planteada para disminuir el nivel de garantías exigidas, es utilizar unos valores más reducidos de los coeficientes de minoración para el cálculo del importe de las garantías. A este respecto, se considera que los valores propuestos por el operador del mercado se pueden considerar adecuados para el inicio de la liquidación REER, aportando un buen nivel de cobertura de riesgo ante variaciones bruscas e imprevistas en los precios, y en cualquier caso las reglas contemplan que el operador del mercado puede modificar los parámetros por instrucción en función de la cobertura de garantías observada, una vez la liquidación REER esté operativa.

Se plantea por otro lado la posibilidad de utilizar estimaciones alternativas (como por ejemplo previsiones del Operador del Sistema) para calcular el coeficiente de reparto del potencial déficit de garantías más cercano a los valores esperados en lugar de su valor potencial máximo calculado a partir de potencia máxima de compra que incorporan las reglas como referencia. Sin embargo, la cobertura del riesgo debe cubrir no solo el valor esperado sino posibles variaciones sobre este, por lo que se considera adecuada la propuesta del operador del mercado en el momento actual.

Adicionalmente al cálculo, algunos agentes insisten en la conveniencia de flexibilizar la gestión de garantías. Así, un agente pide que se modifique el modelo de certificado de seguro de caución, de modo que, entre otras cosas, no se ejecute la garantía al quinto día hábil previo a su final de vigencia. Alega el sujeto que esta condición dificulta la posibilidad de conseguir proveedores de seguros de caución. El modelo de certificado se recoge en un documento ajeno a las reglas del mercado que aprueba esta resolución, por lo que quedaría fuera de ámbito, corresponde al operador del mercado ajustar los parámetros si lo estima adecuado. Además, no se considera inoportuna su ejecución, en tanto que la garantía esté dando cobertura a posiciones de compra.

Otro agente pide que se permita constituir garantías en avales o seguros de caución con validez de treinta días (inferior a los cinco meses actuales), y que se amplíen los horarios de recepción de garantías. A este respecto cabe aclarar que este tipo de garantías documentales se conciben como herramientas de largo plazo, los sujetos pueden optar por otros tipos de garantía en más corto plazo, como el depósito en efectivo, o de tipo electrónico y tratamiento automático, que tienen menor coste administrativo y permiten la flexibilización de los horarios.

En una línea parecida, de nuevo enfocado en poder reducir el nivel de garantías exigidas, un agente solicita que se permita realizar dos pagos semanales de efectivo anticipados, incluso sin comunicación previa detallada al operador del mercado. A este respecto, se considera que un pago anticipado semanal resulta suficiente para reducir las garantías a los agentes que dispongan de excedente de tesorería. Desde que se introdujo esta posibilidad en las reglas en 2022 está siendo ampliamente utilizada por los sujetos, lo que demuestra su conveniencia, no obstante, el operador del mercado alega que dar mayor flexibilidad provocaría la existencia de unos costes administrativos mayores que el beneficio que aportaría dicha flexibilidad. En cualquier caso, este tipo de ingresos debe ir debidamente comunicado en tiempo y forma para poder evaluar correctamente la cobertura de garantías de cada agente, por lo que no puede prescindirse de la comunicación previa detallada.

También en cuanto a la gestión de garantías, se recibió comentario sobre la posibilidad de consolidación total de garantías a nivel de grupo empresarial, en línea con la consolidación de cobros y pagos. Se considera que la posibilidad existente ya hoy de cesión de derechos de cobro entre agentes es suficientemente flexible, incluso más al no estar limitada al ámbito del grupo empresarial. Además, no son herramientas comparables, la consolidación de pagos y cobros implica un neteo a efectos de pagos para evitar que un mismo grupo efectúe pagos y cobros en días sucesivos, lo que permite ahorrar trámites administrativos y redunda en beneficio de todo el sistema. Este hecho marca una diferencia respecto a la consolidación a nivel grupo empresarial, que no sería beneficiosa para la amplia mayoría de los agentes del mercado, sino solo para los grandes grupos verticalmente integrados.

En otro comentario se alega la existencia de duplicidad de garantías exigidas a las unidades de adquisición, por ejemplo, considerando las garantías exigidas por la aplicación del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, por el que se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista. Sobre esta cuestión, se debe tener presente que cada garantía requerida responde a un concepto y finalidad diferente, por lo que, aunque se exijan al mismo sujeto no puede considerarse duplicidad.

La propuesta de reglas contempla la posibilidad de suspender a un sujeto por incumplir los requerimientos de garantías para cubrir las obligaciones relativas al régimen económico de energías renovables. El operador del sistema propone no suspender a dichos sujetos, dejando la puerta abierta a que pueda comprar energía para sus clientes, y proceder directamente con una comunicación del incumplimiento a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Esto es porque si se impide a un comercializador adquirir en los mercados diario e intradiario la energía que necesita para suministrar a sus clientes, pero sigue manteniendo a dichos clientes en su cartera, el resultado será un mayor desvío en las liquidaciones finales del operador del sistema, que de no haber podido ser previsto y cubierto con garantías, resultaría en un impago al sistema.

La suspensión prevista en las reglas persigue dar a la falta de garantías para la liquidación REER un tratamiento equivalente al previsto por el Real Decreto-ley 10/2022 para los incumplimientos derivados del mecanismo de ajuste. En efecto, el artículo 11 de dicho real decreto-ley establece que el operador del mercado suspenderá de participación a aquellos titulares de unidades de adquisición que incumplan la obligación de pago de la liquidación, o que no aporten o mantengan las garantías de pago requeridas. Sin embargo, hay que hacer notar que ambos casos no son equivalentes, ya que el Real Decreto-ley 10/2022 prevé que además que la suspensión de un comercializador supondrá el traspaso automático provisional de sus clientes al comercializador de referencia, en tanto se resuelve sobre su inhabilitación, mientras que esa misma previsión no existe en el caso del mecanismo REER.

Esta Comisión comparte la preocupación del operador del sistema por el riesgo de impagos que, en última instancia, son repercutidos a los sujetos acreedores del sistema, que no son los causantes del problema. Ahora bien, bloquear la suspensión de los sujetos de mercado tampoco resuelve el problema, que, como ha manifestado la CNMC en reiteradas ocasiones, requiere la implementación de un mecanismo eficaz de inhabilitación y traspaso de clientes. Resulta necesario por tanto que, al margen de lo que dispongan estas reglas del mercado, se avance en agilar los procesos de inhabilitación o suspensión de sujetos, en línea con lo previsto en el Procedimiento de Operación 14.3⁽³⁾ y complementado con lo dicho por la CNMC en su Informe al proyecto de Real Decreto por el que se modifica el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se estable la metodología de cálculo del PVPC (IPN/CNMC/044/22)⁽⁴⁾.

⁽³⁾ El PO14.3 aprobado por Resolución de 15 de septiembre de 2022, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, prevé la posibilidad de suspender parcialmente a los comercializadores en caso de insuficiencia de garantías y paralizar la incorporación de nuestros suministros en su cartera a través del bloqueo de la tramitación del alta de nuevos CUPS.

⁽⁴⁾ «Asimismo, el artículo 11 del Real Decreto-ley 10/2022 establece que el operador del sistema suspenderá de participación a aquellos titulares de unidades de adquisición que incumplan su obligación de pago relativa al mecanismo de ajuste previsto en dicho real decreto-ley, suponiendo el traspaso automático provisional de sus clientes al comercializador de referencia, de conformidad con los criterios establecidos en el artículo 4 del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, en tanto se resuelve sobre su inhabilitación. A estos efectos, sería conveniente ampliar el artículo 4.1 del Real Decreto 216/2014 para incluir los supuestos de suspensión temporal de los sujetos, regulando adicionalmente las comunicaciones necesarias para que en tales casos se pueda articular la asunción del punto de suministro por parte de la comercializadora de referencia. Si el real decreto no recogiera expresamente este caso, pudiera no resultar de aplicación los previsto en el artículo 4.1 dado que los consumidores dispondrían de contrato de suministro.»

En otro orden de cosas, se ha recibido algún comentario solicitando que las reglas dispongan que el coste de gestión del mecanismo REER sea repercutido a comercializadores y consumidores directos, en lugar de ser considerado un coste regulado reconocido al operador del mercado, de acuerdo con lo dispuesto por la Orden TED/1312/2022, de 23 de diciembre, por la que se establecen los precios de los cargos del sistema eléctrico de aplicación a partir del 1 de enero de 2023 y se establecen diversos costes regulados del sistema eléctrico para el ejercicio 2023. La repercusión del coste a comercializadores y consumidores directos se considera no procedente, de forma análoga a como tampoco se asignan directamente los costes derivados de la gestión y desarrollo de productos complejos (MIC) o portafolios del continuo sobre los sujetos que hacen mayor uso de ellos. Además, estando ya prevista la recuperación de costes por una vía regulada a través de la citada orden, excedería la competencia de la CNMC disponer otra vía en las reglas.

Por último, tal como sugiere un agente, se considera que podría resultar útil publicar los parámetros que resulten necesarios para que los participantes de mercado puedan replicar el cálculo de garantías. Por ello, se solicita al operador del mercado que proceda con el estudio de esta posibilidad.

B. Sobre la evolución del Comité de Agentes.

La propuesta de nueva configuración del Comité de Agentes de Mercado (CAM) modifica la estructura del CAM (actualmente limitada a 25 miembros representantes de las diferentes actividades) y extiende su representatividad a todos los agentes de mercado que deseen formar parte de él, permitiendo así informar, consultar y recoger los puntos de vista de todos los interesados en los desarrollos de propuestas de forma transparente y no discriminatoria incluyendo a los representantes de asociaciones de agentes junto con Operador de Mercado, Operadores del Sistema y Reguladores Nacionales.

Responde así a los objetivos requeridos en el capítulo X («Aprobación de metodologías, condiciones, reglas de funcionamiento de los mercados y procedimientos de operación y proyectos de demostración») de la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del sistema. En particular, da cumplimiento a lo establecido en los apartados b) y d) del artículo 23.2.b) que requiere al operador de mercado facilitar la participación de los sujetos interesados en el desarrollo de las propuestas de reglas de mercado, teniendo en cuenta sus puntos de vista antes de la remisión de sus propuestas al regulador para su aprobación.

Se considera además que esta configuración del CAM es más acorde con la filosofía de la Directiva (UE) 2019/944, la cual exige que se garantice una participación en el mercado bajo condiciones de competencia equitativas, donde las normas y el trato que se apliquen a todas las empresas eléctricas sean transparentes, proporcionadas y no discriminatorias. En este sentido, la propuesta homogeniza la disponibilidad de información sobre el mercado y extiende a todos los sujetos interesados –y no solo a una representación de estos como es en la regulación actual– la posibilidad de participar de forma activa en los procesos de revisión de reglas del mercado de una forma abierta y transparente desde el inicio del proceso.

La gran mayoría de comentarios recibidos durante el trámite de audiencia han sido favorables a la reforma del CAM, solo un sujeto ha solicitado que no se evolucione hacia un CAM abierto, basándose en el argumento de que se empobrecerá el debate y se perderá eficacia en funciones de propuesta normativa. Esta Comisión no comparte la visión de ese sujeto, por todo lo anteriormente expuesto, y por tanto considera oportuna la reforma del CAM.

Otros sujetos, aunque apoyan la reforma del CAM, plantean cambios de redacción en las reglas que lo regulan a los efectos de limitar la participación, relegando a determinados sujetos, sin participación activa en el mercado, al papel de meros espectadores sin voz ni voto. Esta Comisión entiende que esa configuración sería igualmente válida, pero no se puede identificar a priori que la restricción a la participación sea necesaria para el correcto funcionamiento del CAM.

Respecto a la posibilidad de que el CAM disponga de un reglamento interno y que se prevean en las reglas detalles adicionales de organización, como el papel de liderazgo en caso de ausencia tanto del presidente como su suplente, esta Comisión no ve necesario que se regule en las Reglas hasta este nivel de detalle, nada impide que sean establecidos por el propio OMIE o CAM si así se estima necesario.

Se valora positivamente el carácter telemático de las reuniones y la elección del presidente mediante sorteo entre los representantes de asociaciones, por periodos de seis meses, al objeto de fomentar la máxima participación, al tiempo que se minimiza el coste logístico. No obstante, en el trámite de audiencia se han recibido varios comentarios en el sentido de prever en las reglas la posibilidad de que el CAM se puede reunir físicamente, aunque sea con formato híbrido o con limitación de aforo. Sobre esta cuestión, se reconoce que no resulta necesario que las reglas limiten el carácter físico o telemático del CAM, la decisión al respecto podría ser tomada por OMIE en función de los medios disponibles y el interés de participación. Se ha modificado la redacción de la Regla 25 para indicar que el carácter telemático de las reuniones será preferible, pero sin que ello sea impedimento para una eventual organización presencial.

Por último, con el fin de agilizar la implantación de la nueva configuración del Comité de Agentes del Mercado, esta Comisión ha dispuesto en Regla Final un plazo de tres meses para la entrada en operación de este, lo que supone un acortamiento en tres meses del plazo propuesto por el operador del mercado. Los sujetos se han mostrado favorables a este cambio en el trámite de audiencia.

C. Sobre la reactivación de ofertas del continuo.

Sobre la reactivación de ofertas en el mercado intradiario continuo en el momento de apertura de la negociación en la frontera francesa, se considera adecuada la medida de utilizar un criterio de asignación basado en competitividad de precios, frente a alternativas que fomentan un uso incorrecto de los sistemas, con el riesgo que conlleva de caída de estos.

Solo un sujeto ha alegado en contra de los cambios en las Regla 46.2, dirigidos a limitar la actuación de los robots. Considera el sujeto que estas limitaciones restringirán la innovación sin ser capaces de solventar la problemática existente. A este respecto, cabe señalar que esta Comisión es consciente de que la asignación basada en competitividad de precios no es medida suficiente para evitar comportamientos abusivos por parte de los sujetos, se trata solo de una primera barrera. La herramienta básica para combatir los comportamientos inadecuados es, al margen de la regulación nacional, el Reglamento (UE) 1227/2011, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2011, sobre la integridad y la transparencia en el mercado mayorista de la energía (REMIT), el cual establece normas que prohíben las prácticas abusivas en dichos mercados mayoristas.

D. Sobre el reparto de intereses.

La propuesta de reglas 56.7 y 57.6 que se sometió a trámite de audiencia disponía que el operador del mercado podrá rentabilizar el efectivo existente en las cuentas designadas por el operador del mercado para la realización de los abonos y pagos y para la gestión de las garantías en efectivo, respectivamente. Prevén además que los intereses devengados en dichas cuentas, sean positivos o negativos, así como otros cargos que aplique la entidad bancaria por los saldos en efectivo, menos los posibles costes y menos un máximo de 25 puntos básicos de tipo de interés, se trasladarán a los agentes que hayan aportado los depósitos en efectivo en proporción a los mismos. Los 25 puntos básicos de tipo de interés que se detraen podrán ser conservados por el operador del mercado en concepto de comisión de gestión.

Un sujeto ha indicado que, si bien comparte la conveniencia de regular el reparto entre los agentes de los intereses devengados en las cuentas del operador del mercado, no considera justificada la retención por el operador de un máximo de 25 puntos básicos en concepto de gastos de gestión. El sujeto alega que este valor excede el coste financiero de las gestiones de cuentas.

La retención de cierta cantidad de puntos básicos de los intereses devengados en cuentas de efectivo procedente de garantías u otros conceptos es una prácticamente habitual en los mercados financieros y, en particular, entre las cámaras que actúan como contrapartida en los mercados. En caso de OMIE, la retención de 25 puntos básicos estuvo anteriormente prevista en las reglas, hasta 2016, y su finalidad era cubrir los costes financieros y de gestión que dicho operador pudiera tener que soportar por la operativa de las cuentas bancarias de efectivo, los cuales eran difíciles de prever y por tanto de contemplar en el cálculo de la retribución regulada del operador del mercado. El texto fue eliminado de las reglas cuando la situación del mercado financiero llevó a la aplicación de intereses negativos y, en consecuencia, la disponibilidad de efectivo en cuenta pasó de proporcionar beneficios a suponer un coste.

Tras revertir de nuevo la situación financiera, el operador del mercado propone recuperar la disposición anterior en las reglas 56.7 y 57.6, permitiendo así el reparto de los intereses y, a través de la retención de 25 puntos básicos, la cobertura de los costes de gestión que pueda tener el operador del mercado como consecuencia de esta nueva función.

A este respecto, hay que aclarar en primer lugar que, teniendo en cuenta el carácter regulado de la actividad del operador del mercado, la CNMC considera que los costes e ingresos a los que se hace referencia en este expositivo deberían contemplarse en la metodología de cálculo de la retribución del operador del mercado, conforme a lo previsto en el artículo 14 de la Ley 24/2013, con la debida transparencia y justificación documental de los montantes. No obstante, mientras no sea así, esta Comisión considera adecuada la retención de una parte de los intereses por parte del operador del mercado, al objeto de cubrir los costes financieros derivados de su actividad. En este sentido, y en tanto no se produzca ese cambio, con posterioridad al trámite de audiencia de la propuesta, se han modificado las reglas 56.7 y 57.6 con el objeto de reducir el valor de la retención a 15 puntos básicos, que se considera una cantidad más acorde con los tipos aplicados en la actualidad. Este valor podrá ser revisado posteriormente ante cambios de las condiciones de mercado.

E. Sobre el requerimiento para la revisión de la tipología de ofertas.

Durante el trámite de audiencia de la propuesta, los sujetos se han mostrado favorables al requerimiento, aunque algún agente lo ha considerado insuficiente. Se ha solicitado, entre otros, que la CNMC requiera al operador del mercado que elabore su propuesta de forma consensuada con los sujetos, con la mayor transparencia posible, maximizando la participación a través de grupos de trabajo y en un ámbito ibérico.

Cabe señalar que el objetivo del mandato realizado al operador del mercado a este respecto es que la propuesta de revisión de la tipología de ofertas se realice tras un amplio debate con todos los sujetos del mercado ibérico y que los términos y resultados de ese debate sean trasladados a la CNMC con una total transparencia. El diseño de los productos que se plantee, deberá ajustarse a las necesidades de los agentes y a su vez deberá garantizar que el despacho es eficiente.

En este sentido, se considera que la consulta pública prevista con carácter general en la Circular 3/2019 de la CNMC que debe ser abordada por el operador del mercado en primer lugar, y posteriormente por la propia CNMC, será la mejor herramienta para reflejar las necesidades de todos los sujetos, por lo que no se aprecia la necesidad de imponer un proceso de desarrollo regulatorio más exigente. Todo ello, sin perjuicio de que la utilización del CAM y/o webinares públicos para dar transparencia al proceso, no es impedimento para que el operador del mercado pueda decidir optar por la vía del grupo de trabajo, si así lo estima necesario.

F. Otros.

Un sujeto solicita que se incorpore la figura del almacenamiento en las reglas, diferenciándola de la generación y el consumo, o, alternativamente, que se especifique que la actividad de almacenamiento encaja con las funciones actuales. A este respecto, hay que aclarar en primer lugar que no hay impedimento en las reglas vigentes para que los almacenamientos basados en baterías puedan participar en el mercado, en los mismos términos en que lo hace el almacenamiento basado en bombeo. Las baterías han de ser objeto de inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, y esta es la condición prevista en la regla 4.2 para que los titulares de una instalación puedan participar en el mercado.

Esta Comisión ya puso de manifiesto la necesidad de que las Reglas permitieran la participación del almacenamiento en el fundamento de Derecho tercero.11 de su Resolución de 6 de mayo de 2021, por la que aprueban las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de energía eléctrica para su adaptación de los límites de oferta a los límites de casación europeos (DCOOR/DE/001/21). En dicha disposición, la CNMC solicitaba al operador del mercado la introducción de las modificaciones que fueran precisas en una próxima revisión de reglas. Dado que el operador del mercado no ha realizado ninguna propuesta al efecto, se entiende que esta no es necesaria y que la participación del almacenamiento en mercado es posible con las reglas vigentes.

Esto debe entenderse sin perjuicio de que el tratamiento de la figura del almacenamiento en las reglas pueda ser mejorada posteriormente, en coordinación con las modificaciones que se precisen en los procedimientos de la operación del sistema a este respecto, así como de la hibridación de tecnologías.

Por último, indicar que se han corregido diversas erratas en el texto, fórmulas y definiciones de las reglas 26, 52, 56 y 57. En particular, en relación con la gestión de garantías, cabe mencionar la identificación por un sujeto de una errata en las fórmulas de los apartados 3.2 y 3.3 de la regla 52 sobre ajuste de liquidación de la energía de subastas en el mercado intradiario e intradiario continuo respectivamente, que han sido aceptadas y recogidas en la versión objeto de aprobación.

Adicionalmente, como mejora de redacción, se han eliminado los valores de límites de precio de las ofertas y umbrales de notificación y de precio previstos en el anexo 2 de las reglas. Dichos valores han sido sustituidos por referencias genéricas a las metodologías en base a las cuales son determinados y se identifica una ubicación para su publicación. Esto es para evitar la posterior desactualización del texto de las reglas, ya que estos límites y umbrales son valores armonizados a nivel europeo que pueden ser modificados sin necesidad de revisar las reglas del mercado ibérico. De hecho, el límite de precio máximo de oferta que se recogía en el texto (3.000 €/MWh) no era ya correcto (4.000 €/MWh).

También se ha añadido una aclaración en la regla 12, a resultas del comentario de un sujeto que considera ambigua la provisión de «alta coordinada» de unidades de programación y oferta, que sustituye a la provisión anterior de «alta simultánea». La aclaración indica que el alta coordinada de unidades de programación y oferta se llevará a cabo de acuerdo con los procedimientos habituales de coordinación entre operadores.

Vistos los citados antecedentes de hecho y fundamentos de derecho, la Sala de Supervisión Regulatoria de la CNMC,

III. Resuelve

Primero.

Aprobar las Reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad.

El texto de dichas Reglas, que se incorpora adjunto a la presente resolución, debe entenderse sin perjuicio de las modificaciones introducidas por el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, al respecto de las reglas a las que se refieren las «Especificaciones de detalle del funcionamiento del mercado para la aplicación del mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo», para el período de vigencia del citado mecanismo de ajuste.

Segundo.

La presente resolución surtirá efectos al día siguiente de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».

Tercero.

Requerir al operador del mercado ibérico una evaluación de la conveniencia de modificar la tipología de ofertas actualmente vigentes en dicho mercado. En particular, la posibilidad de sustituir las MIC por otro tipo de ofertas complejas, de entre las permitidas por los términos y condiciones que determinan los productos del mercado diario. Este proceso de evaluación deberá comprender una consulta pública a los sujetos del mercado y, en caso de concluir que es necesaria una adaptación de las ofertas, una propuesta de modificación de las reglas del mercado y/o una hoja de ruta con calendario detallado de pasos para su implantación.

La presente resolución, junto con su anexo, se publicará en el «Boletín Oficial del Estado», en cumplimiento de los establecido en el artículo 7.1, párrafo final, de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la CNMC.

Madrid, 23 de febrero de 2023.–El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Miguel Bordiú García-Ovies.

ANEXO

REGLAS DE FUNCIONAMIENTO DE LOS MERCADOS DIARIO E INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD

PREÁMBULO

I) En virtud del artículo 28 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico el operador del mercado y el operador del sistema asumen las funciones necesarias, para realizar la gestión económica referida al eficaz desarrollo del mercado mayorista de electricidad y la garantía de la gestión técnica del sistema eléctrico. El artículo 29 encomienda al operador del mercado la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica en los mercados diario e intradiario.

II) La normativa vigente establece que los productores, comercializadores, consumidores, directos y los representantes, para poder participar en el mercado, deberán cumplir los requisitos siguientes:

a) Haberse adherido expresamente a las reglas y condiciones de funcionamiento y liquidación del mercado que comprende las sesiones de los mercados diario e intradiario, en el correspondiente contrato de adhesión,

b) Prestar al operador del mercado garantía suficiente para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de su actuación como agente en el mercado, en los términos que se establezcan en el contrato de adhesión.

III) Para realizar la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica en los mercados diario e intradiario contemplada en el apartado I anterior, es preciso establecer las presentes Reglas de Funcionamiento del Mercado. Estas reglas cumplen con el mandato de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y a ellas se adhieren expresamente los compradores y vendedores en los mercados por medio de la suscripción del correspondiente Contrato de Adhesión, en los términos recogidos en el anexo 3 de la presente disposición.

IV) El Convenio internacional relativo a la constitución de un mercado ibérico de la energía eléctrica entre el Reino de España y la República Portuguesa, hecho en Santiago de Compostela, el 1 de octubre de 2004, que regula el mercado ibérico de la energía eléctrica (MIBEL), ha aprobado una nueva estructura organizativa en virtud de la cual el Operador del Mercado Ibérico (OMI) pasa a convertirse en una entidad compuesta por dos sociedades matrices o tenedoras, con participaciones cruzadas entre sí del 10 %, y ostentando asimismo cada una de ellas la propiedad de un 50% en el capital de dos sociedades gestoras del mercado, la sociedad gestora española OMI, Polo Español, SA (OMIE), el mercado spot y operando la sociedad gestora portuguesa, OMI-Polo Portugués, SGMR (OMIP), el mercado a plazo. Adicionalmente, OMIClear se configura como entidad de contrapartida central.

En cumplimiento de lo dispuesto en el citado convenio, con fecha de efectividad 1 de julio de 2011, ha concluido el proceso de segregación que afecta al Operador del Mercado Ibérico de Energía, Polo Español, SA, (OMEL) y que ha supuesto la transmisión en bloque de la rama de actividad consistente en la operación del mercado de electricidad, desarrollada hasta la citada fecha por OMEL, a favor de OMI, Polo Español, SA (OMIE).

En virtud de lo anteriormente expuesto, desde 1 de julio de 2011, la sociedad OMI-Polo Español, SAU (OMIE), ha asumido la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica en el mercado spot de energía eléctrica en el ámbito del MIBEL.

El mercado a plazo incluirá las transacciones referidas a bloques de energía con entrega posterior al día siguiente de la contratación. El intercambio de información necesario para la integración de las posiciones con entrega física del mercado a plazo en el mercado diario se establecerá por acuerdo entre OMIP y OMIE.

El Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión de 24 de julio de 2015 por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de la congestión (CACM), publicado en el «Diario Oficial de la Unión Europea» el 25 de julio de 2015, incluye como uno de sus objetivos primordiales la creación de un acoplamiento único diario e intradiario en el ámbito de la Unión Europea. Como consecuencia de tal normativa, el 13 de mayo de 2014 se produjo la ejecución del acoplamiento completo del mercado diario de electricidad gestionado por OMIE, en su calidad de operador del mercado ibérico, a través de la aplicación de la solución Price Coupling of Regions (PCR).

Asimismo, el citado reglamento regula una serie de funciones respecto a la actividad del agente de transporte («shipping agent») que debe desarrollar el operador del mercado de conformidad con lo establecido en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre y la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

La publicación del Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo, ha supuesto la modificación del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, reconociéndose como contraparte central de las compras y ventas del mercado al operador del mercado, todo ello, en aplicación de lo previsto en el Reglamento (UE) 2015/1222, desarrollo de la normativa comunitaria derivada del Reglamento (CE) n.º 714/2009, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad.

Finalmente, la Orden IET/2732/2015, de 11 de diciembre, ha designado a OMIE, como operador designado para el mercado eléctrico (NEMO), al amparo de lo previsto en el citado Reglamento (UE) 2015/1222.

CAPÍTULO PRIMERO

Reglas generales

Regla 1. El mercado mayorista de electricidad.

El mercado de mayorista de electricidad se estructura en mercados a plazo, mercado diario, mercados intradiarios, los servicios de ajuste y de balance y los mercados no organizados.

En el mercado diario se llevan a cabo las transacciones de compra y venta de energía eléctrica para el día siguiente. Las sesiones de contratación del mercado diario se estructuran en periodos de programación equivalentes a una hora natural, considerando como horizonte de programación los 24 periodos de programación consecutivos de la Hora Europea Central (CET), o 23, o 25 en los días de cambio de hora oficial. También puede producirse en el mercado diario la entrega física de la energía negociada en los mercados organizados a plazo.

Los mercados intradiarios tienen por objeto atender la oferta y la demanda de energía que se pueda producir, en las horas siguientes, con posterioridad a haberse fijado el Programa Diario Viable definitivo (PDVD).

Regla 2. El operador del mercado diario e intradiarios.

OMI-Polo Español, SA (OMIE), como operador designado para el mercado eléctrico por la Orden IET/2732/2015, de 11 de diciembre, es el responsable de la gestión económica del sistema referida a los Mercados diario e intradiarios. Le corresponde recibir las ofertas de compra y venta de energía eléctrica, efectuando la gestión de las mismas, así como la liquidación de todas las operaciones de los mercados diario e intradiarios.

OMIE actuará como contraparte central de las operaciones que se realicen en los mercados diario e intradiarios desde el momento en el que se consideren firmes las casaciones y las operaciones en el mercado intradiario continuo correspondientes.

Como consecuencia de su actuación como contraparte central, se produce la interposición de OMIE en las obligaciones resultantes de las diversas operaciones actuando OMIE como comprador frente al vendedor y como vendedor frente al comprador en los términos establecidos en las presentes reglas.

Le corresponde asimismo al operador del mercado recibir de los operadores del sistema la comunicación de los contratos bilaterales para las verificaciones que correspondan en materia de ofertas al mercado. La regulación específica y funciones, en el caso del operador del mercado y operador del sistema español están contenidas en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica y en la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

El operador del mercado realizará la liquidación de la energía de subasta del régimen económico de energías renovables negociada en los mercados diario e intradiario, en los términos establecidos en el Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, por el que se regula el régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica, en adelante Régimen Económico de Energías Renovables, y su normativa de desarrollo.

Regla 3. Alcance de las reglas del mercado y objeto del contrato de adhesión

Las Reglas de Funcionamiento del Mercado contienen los procedimientos y condiciones de carácter general que resultan necesarios para el eficaz desarrollo de los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica y, específicamente, para su gestión económica y la participación en los mismos de los sujetos que realizan actividades destinadas al suministro de energía eléctrica y de los consumidores directos en mercado, y, en particular, sobre:

a. La definición, desarrollo y funcionamiento de los sistemas informáticos necesarios para garantizar la transparencia en las transacciones que se realicen en el mercado y que incluyen:

– La presentación de ofertas de compra y venta de energía eléctrica;

– El procedimiento de casación, en el mercado diario e intradiario de subastas, de las ofertas de compra y venta de energía eléctrica;

– El procedimiento de gestión de las transacciones realizadas del mercado intradiario continuo, de las ofertas de compra y venta de energía eléctrica;

– El procedimiento de entrega física de la energía negociada a plazo cuyos titulares lo soliciten y en especial la que provenga de las entidades contempladas en el Convenio internacional relativo a la constitución de un mercado ibérico de la energía eléctrica;

– La determinación y comunicación a los operadores del sistema, con la confidencialidad que corresponda, de los datos relativos a los resultados de la casación de las ofertas en los mercados diario e intradiarios, y a los agentes, de los datos correspondientes a sus unidades de venta y adquisición;

– La determinación y comunicación a los agentes del mercado y a los operadores del sistema de los precios marginales de la energía eléctrica, volúmenes negociados, así como aquella información de carácter público que se considere relevante, en el mercado diario y en las sesiones del mercado intradiario de subastas;

– La determinación y comunicación a los agentes del mercado y a los operadores del sistema de los precios de referencia, volúmenes negociados, así como aquella información de carácter público que se considere relevante, en el mercado intradiario continuo;

– La determinación y publicación de los índices de precios medios con carácter horario del mercado diario e intradiario de subastas;

– La comunicación del Programa Diario Viable definitivo (PDVD) y del Programa Horario Final (PHF) derivado de cada sesión del mercado intradiario de subastas y programa resultado del intradiario continuo, a los agentes, de los datos correspondientes a sus unidades de venta y adquisición como base para la participación en la siguiente sesión del mercado intradiario de subastas o mercado intradiario continuo;

– La liquidación y comunicación de los pagos y cobros que deben realizarse en virtud de los precios de los mercados diario e intradiarios de la energía eléctrica;

– El procedimiento de validación de aceptación de ofertas de compra con las garantías depositadas;

– La publicación de las curvas agregadas de oferta y demanda de los mercados diario e intradiario de subastas con desagregación explícita de cada uno de los puntos que las configuran;

– La publicación de las capacidades comerciales e intercambios intracomunitarios e internacionales por frontera;

– La publicación de los resultados de los programas de energía agregados por agente y mes natural de los mercados de energía eléctrica, una vez transcurrido un mes desde el último día de aquel al que se refieran;

– La publicación de las ofertas presentadas por los agentes, que han entrado en el proceso de casación, en cada uno de los mercados diario e intradiario de subastas, una vez transcurridos noventa días.

– La publicación de las ofertas enviadas a la Plataforma de Contratación Continua Europea, una vez transcurridos noventa días.

b. Las condiciones de adhesión a las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica.

c. El procedimiento a seguir en el supuesto de que los agentes que resulten deudores en el mercado incumplan sus obligaciones de pago, así como las comunicaciones que en estos casos deban realizarse a los consumidores y a los diferentes agentes del mercado.

d. El procedimiento a seguir en las comunicaciones de altas y bajas como agentes del mercado por quienes participen en los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica;

e. La determinación de las garantías disponibles del agente para su participación en los procesos del mercado y del régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica.

f. La liquidación y comunicación a los agentes de los pagos y cobros que deben realizarse por sus operaciones en virtud del precio de la energía de los mercados diario e intradiarios y del precio a percibir por las instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables.

g. La comunicación a las autoridades competentes de los comportamientos contrarios al correcto funcionamiento de los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica y de las situaciones que puedan resultar anómalas, teniendo en cuenta la información a disposición del operador del mercado resultante de los mismos.

h. El procedimiento de revisión de las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad.

i. Publicación del coste final de la energía y los componentes del precio final en agregado y para cada tipo de consumidor.

CAPÍTULO SEGUNDO

Sujetos

Regla 4. Agentes del mercado diario e intradiarios

4.1 Sujetos que pueden ser agentes del mercado.

Pueden ser agentes del mercado los sujetos que intervienen en el suministro de energía eléctrica relacionados a continuación:

Productores de energía eléctrica: personas físicas o jurídicas que tienen la función de generar energía eléctrica, así como las de construir, operar y mantener las instalaciones de producción.

Comercializadores: sociedades mercantiles, o sociedades cooperativas de consumidores y usuarios, que, accediendo a las redes de transporte o distribución, adquieren o venden energía a otros sujetos del sistema en los términos establecidos en la normativa aplicable.

Comercializadores de referencia: comercializadores que tienen las funciones que la normativa establezca, entre otras la venta a consumidores finales a precio voluntario al pequeño consumidor.

Consumidores directos en mercado: consumidores que adquieran energía eléctrica directamente en el mercado.

Representantes: agentes que actúan por cuenta de cualquier sujeto a los efectos de su participación en el mercado y de los cobros y pagos de los peajes, cargos, precios y retribuciones reguladas. La representación por cuenta ajena podrá ser indirecta, cuando el representante actúa en nombre propio, o directa, cuando el representante actúa en nombre del representado. En los casos de representación indirecta, los efectos del negocio jurídico realizado por el representante se imputan directamente a este, sin perjuicio de la relación interna que le ligue con su representado.

4.2 Adquisición de la condición de agente del mercado.

Para adquirir la condición de agente del mercado, los productores, comercializadores, consumidores directos en mercado, y representantes definidos en el apartado 4.1 anterior deberán cumplir los siguientes requisitos:

– Ser titular de instalaciones válidamente inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, o en caso de comercializadores y consumidores directos en mercado, haber realizado la oportuna comunicación de inicio de actividad según corresponda, o bien acreditar la calidad de representante de alguno de los sujetos anteriores. Los representantes de los sujetos para acreditarse como agente del mercado, deberán acreditar su condición a través del correspondiente poder notarial, así como su actuación por cuenta propia o ajena.

– Haber adquirido la condición de sujeto del sistema eléctrico.

– Haberse adherido expresamente a las reglas y condiciones de funcionamiento y liquidación de los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica en el correspondiente contrato de adhesión, en los términos recogidos en el anexo 3 de la presente disposición.

– Haber declarado un código de agente válido al operador del mercado, asociado a un Número de Identificación Fiscal (NIF) que no pertenezca a ningún otro agente del mercado. Cada agente del mercado tendrá un único NIF, y cada NIF corresponderá a un único agente del mercado.

Una vez cumplidos los requisitos para la adquisición de la condición de agente del mercado, el operador del mercado procederá en los dos días hábiles posteriores al cumplimiento de dicha condición, a completar el proceso de alta en el Sistema de Información del Operador del Mercado, pudiendo el agente actuar a partir del tercer día hábil una vez aportada toda la documentación necesaria, para la participación en los correspondientes mercados y sesiones.

En el proceso de alta los agentes deberán comunicar las direcciones de correo electrónico para las comunicaciones entre el operador del mercado y el agente, diferenciando según se establece en el proceso de alta entre las diferentes actividades del mercado. El operador del mercado mantendrá activas todas las direcciones de correo electrónico dadas de alta salvo que estás sean dadas de baja en el servidor de correo del agente y dicha baja se mantenga al menos durante tres meses sin notificación del agente, en cuyo caso serán dadas de baja en el mercado como direcciones de contacto.

4.3 Agentes con posibilidad de entrega física.

La energía negociada a plazo, cuya liquidación por entrega física sea solicitada por su titular, podrá ser integrada en el mercado diario de producción, en especial la que provenga de las entidades contempladas en el Convenio internacional relativo a la constitución de un mercado ibérico de la energía eléctrica.

Los agentes del mercado a plazo con posibilidad de entrega física serán los agentes del mercado que sean además agentes de liquidación física del mercado a plazo o que dispongan de un contrato con un agente de liquidación física del mercado a plazo.

Regla 5. Vendedores

5.1 Mercado diario.

Son vendedores en el mercado diario:

a) Los titulares de aquellas unidades de producción inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica.

b) Los comercializadores que vendan en sistemas eléctricos de países que no sean de la Unión Europea cuya participación como vendedores en los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica esté autorizada.

c) Los comercializadores que hayan realizado un contrato de adquisición de energía con empresas autorizadas a la venta de energía eléctrica en países de la Unión Europea o terceros países, así como con productores nacionales de electricidad.

d) Los comercializadores y consumidores directos del sistema eléctrico balear, sin perjuicio de lo establecido en la disposición transitoria primera del Real Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre, por el que se regulan los efectos de la entrada en funcionamiento del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el balear, y se modifican otras disposiciones del sector eléctrico. En el marco de lo establecido por dicha disposición transitoria, y en tanto no se haya producido la revisión allí prevista, las referencias en las presentes reglas a los sujetos mencionados habrán de entenderse hechas únicamente a los comercializadores de referencia.

e) Los agentes productores, comercializadores u otros, que actúen como agente representante de los anteriormente citados.

Los vendedores de energía eléctrica en el mercado diario presentarán al operador del mercado ofertas de venta de energía eléctrica por cada una de las unidades de venta de que sean titulares y para los periodos de programación de un mismo horizonte diario de programación en el mercado diario.

Los titulares de las unidades de producción a que se refiere la letra a) previa estarán obligados a presentar ofertas de venta de energía eléctrica al operador del mercado por cada una de dichas unidades de producción de que sean titulares para todos y cada uno de los periodos de programación de un mismo horizonte diario de programación, hasta el límite de su capacidad de producción, salvo en los supuestos previstos en el artículo 25 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, y cuando no se hayan acogido a sistemas de contratación bilateral que por sus características queden excluidos del sistema de ofertas.

Los comercializadores a los que se refiere la letra b) previa, podrán participar como vendedores según su autorización ministerial.

Los comercializadores a los que se refiere la letra c) previa, podrán presentar ofertas de venta de energía eléctrica por la energía adquirida en dichos contratos para los periodos de programación del horizonte diario correspondiente, o vender dicha energía a sus consumidores mediante un contrato bilateral con su unidad de adquisición. Así mismo, cada una de las instalaciones de producción comprendidas en el contrato de adquisición y los titulares de cada una de ellas, deben ser comunicados al operador del mercado en el proceso de asociación a la unidad de oferta de venta Las partes firmantes del contrato de adquisición estarán obligadas a aportar al operador del mercado toda aquella documentación requerida por este último a efectos de la correcta identificación de tales instalaciones de producción.

Los comercializadores y consumidores directos a los que se refiere la letra d) previa, no podrán presentar oferta de venta de energía hasta la publicación de la orden del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico a la que se refiere el artículo 3 del Real Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre.

Los agentes representantes a los que se refiere la letra e) previa, podrán presentar ofertas de venta de energía eléctrica para aquellos periodos de programación de un mismo horizonte diario de programación que consideren oportunos, o comunicar la ejecución de un contrato bilateral.

Los titulares de unidades a los que se refieren las letras a) a c) previas, que estén autorizados a notificar el uso de derechos de capacidad, o ejecutar contratos bilaterales firmes previos al mercado diario, podrán operar para la ejecución de los contratos asociados a dichos procesos con una unidad de programación genérica, en el sistema eléctrico portugués y/o español según corresponda.

En cada hora en la que el saldo neto de la unidad de programación genérica sea comprador en los bilaterales y notificaciones de uso de capacidad previos al mercado diario en los que participa dicha unidad de programación genérica, dicho saldo será el máximo que puede vender en el mercado diario la unidad de oferta genérica de venta.

Los titulares correspondientes a las letras a) a c) previas, que pueden vender energía con la unidad de oferta genérica de venta, deberán participar con ofertas de venta de dicha unidad por dicho saldo comprador, exceptuado el volumen de energía comprometida por esa unidad en contratos bilaterales que no sean previos al mercado diario.

Los agentes podrán solicitar al operador del mercado la presentación en su nombre de una oferta con un solo bloque al precio que el agente indique, de las unidades de oferta genéricas de venta por dicho saldo. El agente podrá cambiar en cualquier momento el precio de su oferta, aplicando este nuevo precio en la siguiente presentación de dichas ofertas por parte del operador de mercado en nombre del agente. La oferta será creada para cada sesión del mercado diario, en el momento de recibirse y publicarse en el sistema del operador del mercado la información de contratos bilaterales firmes previos al mercado diario. Si en el momento de recibirse dicha información de los contratos bilaterales firmes previos al mercado diario ya ha sido presentada por el agente una oferta de la unidad de oferta genérica de venta, para la sesión del mercado diario, no se creará la oferta en su nombre. Una vez creada la oferta en nombre del agente, y hasta el cierre de recepción de ofertas a la sesión del mercado diario, el agente podrá gestionar su oferta como cualquier otra, pudiendo anularla o presentar otra oferta válida de la unidad de oferta genérica de venta, que sustituirá a la última presentada, incluida la presentada en su nombre.

5.2 Mercados intradiarios.

Podrán presentar ofertas de venta de energía eléctrica en los mercados intradiarios todos los agentes del mercado.

Los agentes titulares de unidades de oferta genérica de venta que por un error en la gestión de dichas unidades no tuvieran un programa nulo en el Programa Base de Funcionamiento, deberán participar en los mercados intradiarios para disminuir su programa hasta obtener un programa final nulo.

Regla 6. Compradores

6.1 Mercado diario.

Son compradores en el mercado diario:

a) Los comercializadores y consumidores directos en mercado que estén autorizados a comprar. Igualmente son compradores las instalaciones de producción de energía eléctrica que estén autorizadas a comprar y estén inscritas en el registro correspondiente.

b) Los comercializadores podrán presentar ofertas de compra de energía eléctrica.

c) Los comercializadores que compren en sistemas eléctricos de países que no sean de la Unión Europea podrán participar como compradores según su autorización ministerial.

d) Los agentes productores, comercializadores u otros, que actúen como agente representante de los anteriormente citados.

Los titulares de unidades que están autorizados a notificar el uso de derechos de capacidad, o ejecutar contratos bilaterales firmes previos al mercado diario, podrán operar para la ejecución de los contratos asociados a dichos procesos con una unidad de programación genérica, en el sistema eléctrico portugués y/o español según corresponda.

En cada hora en la que el saldo neto de la unidad de programación genérica sea vendedor en los bilaterales y notificaciones de uso de capacidad previos al mercado diario en los que participa dicha unidad de programación genérica, dicho saldo será el máximo que puede comprar en el mercado diario la unidad de oferta genérica de compra.

Los titulares que pueden comprar energía con la unidad de oferta genérica de compra, deberán participar con ofertas de compra de dicha unidad por dicho saldo vendedor, exceptuado el volumen de energía comprometida por esa unidad en contratos bilaterales que no sean previos al mercado diario.

Los agentes podrán solicitar al operador del mercado la presentación en su nombre de una oferta simple, indicando el precio al que se realizará dicha oferta, de la unidad de oferta genérica de compra, por dicho saldo. El agente podrá cambiar en cualquier momento el precio de su oferta, aplicando este nuevo precio en la siguiente presentación de dichas ofertas por parte del operador de mercado en nombre del agente. La oferta será creada para cada sesión del mercado diario al precio indicado, en el momento de recibirse y publicarse en el sistema del operador del mercado la información de contratos bilaterales firmes precios al mercado diario. Si en el momento de recibirse dicha información de los contratos bilaterales firmes previos al mercado diario ya ha sido presentada por el agente una oferta de la unidad de oferta genérica de compra, para la sesión del mercado diario, no se creará la oferta en su nombre. Una vez creada la oferta en nombre del agente, y hasta el cierre de recepción de ofertas a la sesión del mercado diario, el agente podrá gestionar su oferta como cualquier otra, pudiendo anularla o presentar otra oferta válida de la unidad de oferta genérica de compra, que sustituirá a la última presentada, incluida la presentada en su nombre.

6.2 Mercados intradiarios.

Podrán presentar ofertas de adquisición de energía eléctrica en los mercados intradiarios todos los agentes del mercado.

Los agentes titulares de las unidades de oferta genérica de compra que por un error en la gestión de dichas unidades no tuvieran un programa nulo en el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), deberán participar en los mercados intradiarios para disminuir su programa hasta obtener un programa final nulo.

Regla 7. Condiciones de adhesión a las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica

1. La participación de los vendedores y compradores en los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica exige su adhesión a las presentes Reglas y el cumplimiento de los demás requisitos establecidos en las mismas y en la normativa en vigor.

2. Los compradores y vendedores que deseen actuar en los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica deberán solicitarlo ante OMI, Polo Español S.A.(OMIE).

3. El solicitante deberá presentar los siguientes documentos:

– Documento acreditativo, con la necesaria fehaciencia, de las facultades del firmante de la solicitud y, en su día, del firmante del contrato de adhesión.

– Número de Identificación Fiscal (NIF) de la entidad presentadora de la solicitud.

– Aquella documentación requerida por el operador del mercado para posibilitar la actuación y participación efectiva del solicitante en dicho mercado, entre otra y a meros efectos indicativos, personas de contacto con las diferentes direcciones del operador del mercado, datos de unidades de venta, de adquisición y de unidades físicas, datos de liquidación y facturación, ficha de medios técnicos y de comunicación, indicando las características del sistema informático del futuro agente para acceder al Sistema de Información del Operador del Mercado.

– Cualquier otra documentación exigible conforme a la normativa aplicable, especialmente la relativa a las autorizaciones administrativas e inscripciones en los registros que sean necesarias.

El operador del mercado establecerá un procedimiento electrónico para la cumplimentación de la documentación requerida.

A los efectos de facilitar la aportación de la mencionada documentación por el solicitante, el operador del mercado publicará en su página web un documento electrónico titulado «Guía de Acceso al Mercado» donde se incluirán los modelos a aportar y la documentación a presentar.

4. En caso de actuaciones a través de la figura del representante, dicho representante deberá acreditar su condición mediante la presentación del correspondiente poder notarial donde deberá especificar si el representante actúa por cuenta ajena y en nombre del representado o si actúa por cuenta ajena y en nombre propio.

En caso de la utilización de la figura del representante, su ámbito de actuación comprenderá la representación de todas las actividades y actuaciones en los mercados del representado, sin que pueda admitirse la actuación en los mercados de más de un representante por representado o la actuación de un representado y su representante simultáneamente.

Los representantes que actúen por cuenta ajena y en nombre propio deberán adherirse a las presentes reglas y adquirir la condición de agente del mercado.

En el caso de representantes que actúen por cuenta ajena y en nombre del representado, será este último el que deberá adherirse a las presentes Reglas y adquirir la condición de agente del mercado. El representante podrá elegir entre adquirir tal condición o no.

Además de lo anterior, se estará a lo dispuesto en la normativa de aplicación en lo relativo a las limitaciones que afecten a la representación.

Los titulares de instalaciones pertenecientes a fuentes de energía renovable (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos que sean representados por un representante en nombre propio se entenderán adheridos a las presentes reglas a través de la adhesión de dicho representante.

Los titulares de instalaciones de producción con fuentes de energía que no sea renovable que no forman parte de una unidad de gestión hidráulica, cogeneración de alta eficiencia o residuos, podrán acceder al mercado por medio de un representante común. Estos representantes comunes no podrán agrupar en ningún caso unidades de producción.

Una persona física o jurídica no podrá ostentar la condición de representante común (con facultades ordinarias) de un agente del mercado cuando exista conflicto de interés o se ponga en riesgo o perjudique la libre competencia del mercado. En particular no se podrán llevar a cabo las siguientes actuaciones:

– Un mismo representante común no podrá actuar por cuenta de dos o más operadores dominantes en el sector eléctrico.

– Un mismo representante común no podrá actuar por cuenta de dos o más operadores principales en sector eléctrico.

– Un representante común que sea operador dominante solo podrá representar instalaciones de producción de las que posea una participación directa o indirecta superior al 50 por ciento de su capital.

– Un representante común que sea operador principal solo podrá representar instalaciones de producción de las que posea una participación directa o indirecta superior al 50 por ciento de su capital. Esta restricción no será de aplicación a las instalaciones de producción de electricidad a partir de fuentes de energía renovables que no formen parte de una unidad de gestión hidráulica, ni a la cogeneración de alta eficiencia, ni a los residuos.

De conformidad con lo establecido en el artículo 13.7 del Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica, a la gestión y venta de energía procedente de las instalaciones de producción próxima a las de consumo y asociadas a las mismas en los casos de suministro con autoconsumo con excedentes realizado con tecnologías de generación renovable, no les serán de aplicación las limitaciones previstas en los artículos 53.5 y 53.6 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.

El titular de una instalación de producción a partir de fuentes de energía renovable que no formen parte de una unidad de gestión hidráulica, cogeneración de alta eficiencia o residuos, podrá participar en el mercado, directa o indirectamente, mediante un agente representante. Este representante es cualificado porque podrá presentar las ofertas por el conjunto de instalaciones de este tipo a las que representa, agrupadas en una o varias unidades de venta.

Conforme a la normativa de general aplicación se procederá a dar cuenta a las autoridades regulatorias o de competencia de aquellas conductas que, en materia de representación, ya sea común o cualificada como agente representante, pudieran suponer una práctica restrictiva de la competencia, un abuso de posición dominante o cualquier otra posible conducta contraria a la libre competencia.

5. Presentada la solicitud de adhesión, el operador del mercado podrá comprobar que el solicitante dispone de los medios técnicos necesarios para realizar las actividades que le correspondan por su participación en el mercado y que cumple las condiciones de presentación de ofertas de compra y venta de energía eléctrica a las que se refieren las presentes reglas. En particular, es condición necesaria para la suscripción del Contrato de Adhesión que el solicitante esté conectado por medio de la red de comunicaciones al Sistema de Información del Operador del Mercado y disponga de los medios homologados a que se refieren estas reglas para realizar las comunicaciones electrónicas que exija su participación en los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica. El operador del mercado podrá establecer, a los efectos de lo establecido en esta regla, un sistema de pruebas que deberá superar el solicitante.

La habilitación en los medios de comunicación electrónica del operador del mercado se conferirá con carácter personal e intransferible a la persona física determinada que actúe en nombre del agente.

Nadie podrá ser habilitado simultáneamente para actuar en nombre de más de un agente en los susodichos medios.

Se exceptúa de lo previsto en el párrafo anterior la actuación en nombre de varios agentes cuando dichos agentes sean entidades que formen parte de un mismo de grupo de sociedades, definido este conforme a lo establecido en el artículo 42.1 del Código de Comercio. A estos efectos deberá presentarse al operador del mercado certificación del órgano competente de las sociedades o del auditor de cuentas en la que se haga constar dicha circunstancia.

Se exceptúan igualmente de la limitación de habilitación simultánea los supuestos en los que las disposiciones vigentes sobre el sector eléctrico prevén la intervención de una entidad como representante de otras entidades siempre dentro de los límites en que dicha representación está autorizada.

El operador del mercado no estará obligado a hacer pública la información a la que acceda la persona habilitada que actúe en nombre de varios agentes por el mero hecho de acceder dicha persona a la información correspondiente a los varios agentes en cuyo nombre actúa.

6. Realizadas las actuaciones y comprobaciones establecidas en los apartados anteriores, el solicitante suscribirá el Contrato de Adhesión a las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad.

7. La adquisición de la condición de agente del mercado diario de producción se producirá cuando se haya constatado por el operador del mercado el cumplimiento de todos y cada uno de los requisitos previstos en el artículo 7.1 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre.

Regla 8. Prestación de garantías

Suscrito el Contrato de Adhesión, el agente del mercado deberá prestar ante el operador del mercado garantía suficiente para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de su actuación como participante en el mercado, en los términos establecidos en el Contrato de Adhesión y en estas reglas. La falta de garantías suficientes para avalar una oferta deudora en los términos establecidos impedirá la aceptación de esa oferta del agente. El régimen de la garantía será el establecido en estas reglas.

En este sentido, la falta de aportación de garantías por los titulares de unidades de adquisición nacionales para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de la liquidación del régimen económico de energías renovables, regulado en el régimen económico de energías renovables, impedirá la participación de estas unidades en los diferentes mercados de energía eléctrica.

El operador del mercado podrá requerir a los agentes titulares de unidades asociadas a instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables o a sus representantes en nombre propio la formalización de garantías para cubrir eventuales situaciones de riesgo, pudiendo limitar o suspender la participación de estas unidades de oferta en el mercado si dichos requerimientos no fueran satisfechos.

Regla 9. Comunicaciones de las altas y bajas de unidades de oferta de agentes del mercado

9.1 Comunicación al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

El operador de mercado comunicará al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia las altas y bajas de todas las unidades de oferta de los agentes de dicho mercado en un plazo que no podrá exceder de quince días hábiles desde la entrada en vigor de tales altas y bajas. En este mismo plazo el operador de mercado hará constar dichas altas y bajas en su web pública indicando específicamente estos supuestos.

Se considerará que una entidad ha adquirido la condición de agente del mercado cuando se haya constatado por el operador del mercado el cumplimiento de todos y cada uno de los requisitos previstos en el artículo 7.1 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre.

Se considerará que un agente ha causado baja en el mercado cuando se haya constatado por el operador del mercado el incumplimiento de alguno de los requisitos previstos en el artículo 7.1 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre.

9.2 Comunicaciones de las altas como agentes del mercado.

A efectos de comunicaciones se consideran interesados en el alta de unidades de oferta de un agente del mercado todos los agentes del mercado.

El operador del mercado publicará en su web pública una lista completa de los agentes del mercado. Igualmente publicará la lista completa de las unidades de oferta de todos los agentes del mercado con indicación de si dicha unidad de oferta está de alta o ha causado baja en el mercado.

9.3 Comunicación de las bajas de representación.

El operador del mercado comunicará el hecho de una baja sobrevenida de un agente representante tan pronto sea conocido, tanto a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia como al comercializador de referencia correspondiente, a efectos de que comience a ejercer su función de representación de las instalaciones de producción afectadas. Si el titular de las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos representadas no hubiese comunicado los comercializadores de referencia que deben actuar como representante de sus instalaciones en caso de baja del representante de dicho titular, el operador del mercado comunicará la baja de representación a todos los comercializadores de referencia del sistema eléctrico en el que están dadas de alta las unidades de oferta de representación de sus instalaciones.

Regla 10. Suspensión de participación de unidades de oferta de un agente del mercado

10.1 Suspensión de participación de unidades de oferta por parte del operador del sistema.

En caso de comunicación de la suspensión de unidades de programación de un sujeto del sistema eléctrico, por parte de los operadores del sistema, el operador del mercado procederá a suspender la actuación de las correspondientes unidades de oferta en el mercado a partir de las sesiones del mercado posteriores a dicha comunicación.

10.2 Suspensión de participación de unidades de oferta por parte del operador del mercado.

El operador del mercado procederá a suspender aquellas unidades de oferta de adquisición nacionales que no hayan satisfecho los requerimientos de garantías para cubrir el posible déficit en las liquidaciones del régimen económico de energías renovables según lo establecido en la Regla «Régimen de determinación del importe de las garantías y método de su constitución».

Asimismo, el operador del mercado podrá limitar o suspender la participación en el mercado de aquellas unidades asociadas a instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables regulado en el régimen económico de energías renovables ante eventuales situaciones de insuficiencia de garantías.

La suspensión de unidades por parte del operador de mercado se comunicará al operador del sistema español, que procederá a suspender inmediatamente la actuación de las unidades de programación correspondientes a dichas unidades de oferta.

CAPÍTULO TERCERO

Ofertas

Regla 11. Características generales de las ofertas

Las ofertas de compra o venta de energía eléctrica deben ser presentadas por los agentes o por su representante al operador del mercado por cada unidad de venta o adquisición de las que sean titulares y para cada periodo de programación de un mismo horizonte de programación.

Los precios de las ofertas de venta y adquisición para el mercado diario y los mercados intradiarios de subasta y mercado continuo, deberán estar comprendidos dentro de los límites de precio máximos y mínimos establecidos en el anexo 2 para cada mercado.

Dichas ofertas pueden ser simples o complejas (con condiciones) en razón de su contenido.

Las ofertas simples deben contener un precio y una cantidad de energía, sin incluir ninguna condición compleja que deba ser tenida en cuenta en la casación.

Las ofertas complejas, además de cumplir con los requisitos exigidos para las ofertas simples, incorporan una, varias o la totalidad de las condiciones complejas que deben ser consideradas en el proceso de casación.

Regla 12. Alta de las unidades de venta o de adquisición en el sistema de información del operador del mercado

El operador del mercado dará de alta las unidades de oferta de venta o adquisición en el Sistema de Información del Operador del Mercado, con los datos que el agente titular de dicha unidad haya registrado en el registro correspondiente, con los datos de las autorizaciones administrativas, y con los aportados por el agente titular de la unidad. Los datos del Sistema de Información del Operador del Mercado serán:

– Código de la unidad de oferta de venta o adquisición (definido por el operador del mercado).

– Descripción de la unidad de venta o adquisición.

– Tipo de la unidad de venta o adquisición.

– Código del sistema eléctrico en el que opera la unidad.

– Código interno del sistema eléctrico español.

– Energía horaria máxima a efectos de validación, en MWh con un máximo de un decimal (de cada una de las unidades físicas de que se compone en el caso de las unidades de venta).

– Gradiente máximo de subida y bajada, MW/h con un máximo de un decimal, para las unidades de venta.

– Porcentaje de propiedad del titular o titulares en dicha unidad.

Cuando la unidad de oferta de venta sea de representación de instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos, cada titular de dichas instalaciones asociadas a la unidad de oferta, o su representante en su nombre, deberá comunicar en el proceso de asociación de la instalación a la unidad de oferta el comercializador de referencia que vaya a actuar como representante en caso de suspensión de la representación comunicada.

Las instalaciones de energía renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos podrán tener desde el primer día del mes siguiente al acta de puesta en servicio un representante diferente del comercializador de referencia que les corresponda. Las instalaciones que no dispongan de acta de puesta en servicio, para tener un representante diferente del comercializador de referencia que les corresponda, deberán presentar la inscripción previa en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica.

Para los representantes de instalaciones de energía renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos, existe la posibilidad de agrupar ofertas de sus representados, de modo que exista la posibilidad de una posición final neta de todos los representados frente al mercado.

Cuando las instalaciones de producción de energía eléctrica se declaren como parte de un contrato de adquisición con un comercializador, corresponderá al comercializador comunicar al operador del mercado el titular de cada una de dichas instalaciones asociadas a la unidad de oferta de venta. Sin perjuicio de lo anterior, las partes firmantes del contrato de adquisición estarán obligadas a aportar al operador del mercado toda aquella documentación requerida por este último a efectos de la correcta identificación de tales instalaciones de producción.

El código del sistema eléctrico indica, en el caso de España y Portugal, el sistema eléctrico en el que se produce la venta o adquisición de energía. En el caso de ser unidades externas al sistema ibérico, formado por los sistemas eléctricos de España y Portugal, indica la interconexión a través de la que se realiza la transacción, pudiendo ser de importación o exportación, y corresponden a las interconexiones con los sistemas de Francia, Andorra y Marruecos. Cada agente autorizado podrá definir una única unidad para la importación o exportación a través de cada una de las fronteras citadas.

Para las interconexiones entre sistemas eléctricos con subastas coordinadas de capacidad, con entrega física, la unidad de importación y exportación se denominará unidad con derechos previos, existiendo una única unidad para la importación y una única unidad para la exportación, para cada agente autorizado. Las unidades de importación y exportación asignadas con derechos previos de capacidad no podrán presentar ofertas

Existen dos zonas de oferta, correspondientes a las zonas portuguesa y española. Cada una de estas zonas de oferta tendrá su propio precio. Las unidades de oferta que operan a través del sistema eléctrico con Andorra y Marruecos pertenecen a la zona de oferta española.

Se darán de alta dos unidades de oferta genérica, en el sistema eléctrico portugués y/o español según corresponda, una de venta y otra de adquisición, asociadas a la misma unidad de programación genérica, para la negociación en el mercado diario de los saldos de energía previos al mercado diario, correspondientes a la notificación del uso de derechos de capacidad, y contratos bilaterales firmes previos al mercado diario. Las unidades de oferta genéricas no podrán presentar ofertas en el mercado intradiario continuo.

El código interno del sistema eléctrico español identifica las unidades de oferta de compra o de venta, para la compra o venta de energía en el sistema eléctrico peninsular o a través de la conexión con el sistema eléctrico balear.

Las unidades de oferta de compra o de venta de energía del sistema eléctrico peninsular español, solamente podrán tener asociadas unidades de programación del sistema eléctrico peninsular español, y las unidades de venta o adquisición a través de la conexión con el sistema eléctrico balear solamente podrán tener asociadas unidades de programación para la compra o venta a través de la conexión con el sistema eléctrico balear.

Cada unidad de oferta, sea de venta o de compra, corresponderá con una unidad de programación. Una unidad de programación no podrá estar asociada a más de una unidad de oferta.

Una unidad de oferta de un representante en nombre propio y por cuenta de terceros podrá incluir energía de varios representados. Una unidad de oferta de un representante en nombre y por cuenta de terceros solamente podrá incluir energía de un representado.

Una unidad de oferta deberá contener exclusivamente unidades que desarrollen un solo tipo de actividad (productores de energía eléctrica, comercializadores o consumidores directos en mercado).

La energía horaria máxima declarada de las unidades por el agente estará limitada al valor máximo del registro correspondiente, o a la autorización ministerial correspondiente en su caso.

La energía máxima de una unidad de venta o adquisición es la suma de la energía máxima declarada por el agente de cada una de las unidades físicas que componen dicha unidad de venta o adquisición.

La energía máxima de las unidades físicas estará limitada a la potencia bruta máxima inscrita en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica. Para las instalaciones de producción que utilicen la cogeneración u otras formas de producción de electricidad a partir de energías residuales la potencia máxima de las unidades físicas estará limitada a la potencia bruta máxima inscrita en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica multiplicada por un coeficiente de 1,2.

Durante la realización de las pruebas oficiales de certificación de nueva potencia, el agente podrá solicitar un valor de energía máxima superior al inscrito en el registro en dicha instalación, para la realización de las pruebas. El valor de energía máxima será de aplicación a todos los periodos de programación de los días naturales durante los que se realicen dichas pruebas.

El alta de una unidad de programación en el operador del sistema será coordinada con el alta de la unidad de oferta del agente en el operador del mercado, de acuerdo con los procedimientos habituales de coordinación entre operadores. Para un agente del mercado no podrá existir una unidad de oferta sin unidad de programación, ni una unidad de programación sin unidad de oferta.

Los titulares de unidades de adquisición nacionales que no sean agentes del mercado deberán darse de alta como tales ante el operador del mercado a partir de la entrada en vigor de la Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, por la que se regula el primer mecanismo de subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables y se establece el calendario indicativo para el periodo 2020-2025.

Si una unidad de oferta dada de alta en el sistema, es dada de baja para una fecha por el agente titular de dicha unidad, o esta queda con una potencia máxima nula por no tener asociada ninguna unidad física por solicitud de cambios de asociación, quedarán anuladas todas las ofertas presentadas para las sesiones del mercado diario a partir de la fecha para la que se ha solicitado la baja o la unidad ha quedado con potencia máxima nula. Igualmente quedará retirada la oferta por defecto aplicando dicha retirada para el primer día para el que la unidad está de baja o tiene una potencia máxima nula.

Para participar en los distintos mercados, cada instalación acogida al régimen económico de energías renovables deberá constituirse como una unidad de oferta, no pudiendo asociarse otras instalaciones en esa unidad de oferta.

Este requerimiento se mantendrá mientras la instalación se encuentre adscrita al régimen económico de energías renovables o una vez finalizado este, si el titular de la instalación pudiera ser objeto de alguna de las penalizaciones establecidas en la Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, por la que se regula el primer mecanismo de subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables y se establece el calendario indicativo para el periodo 2020-2025 o mientras estas estuvieran pendiente de pago.

De acuerdo con el artículo 21.3 del Real Decreto 960/2020 por el que se regula el régimen económico de energías renovables, las unidades de oferta cuyas instalaciones estén acogidas al régimen económico de energías renovables no podrán declarar contratos bilaterales físicos con dichas instalaciones.

Unidades porfolio o cartera de negociación:

Los agentes podrán optar por participar en el mercado intradiario continuo a través de unidades de oferta o de unidades porfolio. En ambos casos, la unidad estará asociada a un sistema eléctrico específico (España o Portugal).

Cada agente del mercado podrá disponer, previa solicitud, de una única pareja de unidades porfolio (compra/venta) por cada tipo de actividad y por cada sistema eléctrico donde el agente tenga dos o más unidades de oferta de alta en el sistema del Operador de Mercado.

Por defecto, todas las unidades ofertantes del agente que estén dadas de alta en el sistema de información del mercado y que compartan actividad y sistema eléctrico con la pareja de unidades porfolio, se encontraran asociadas al porfolio para poder recibir energía en el proceso de desagregación. Una unidad de oferta únicamente puede estar asociada a una pareja de unidades porfolio.

Los agentes tendrán la posibilidad, para cada pareja de unidades porfolio, de excluir de la asociación las unidades ofertantes en las que no deseen desagregar energía. Una unidad excluida de un porfolio, estará excluida tanto de la unidad porfolio de compra como de la unidad porfolio de venta. Los agentes podrán volver a incluir unidades que fueron excluidas.

El límite máximo de exclusión de unidades ofertantes será tal que nunca haya menos de dos unidades ofertantes en las que pueda desagregar la pareja de unidades porfolio.

Las unidades porfolio de la actividad de generación deberán contener dos o más unidades de oferta de actividad de generación, y las unidades porfolio de las distintas actividades de adquisición deberán contener dos o más unidades de oferta de adquisición de la misma actividad, teniendo en cuenta que las siguientes unidades de oferta no podrán estar asociadas a una unidad porfolio:

– Las unidades de representación en nombre y por cuenta ajena.

– Las unidades de importación y exportación con derechos previos.

– Las unidades genéricas

– Las unidades de comercialización de referencia

– Las unidades pertenecientes al sistema eléctrico español zona balear.

Las unidades porfolio únicamente podrán participar en el mercado intradiario continuo, no estando habilitadas para su participación en las subastas.

Para aquellos agentes que, por razones de la adecuada asignación de los impuestos, OMIE necesite disponer de las transacciones realizadas a nivel de unidad de oferta, el agente deberá actuar en el mercado continuo a través de dichas unidades de oferta (p.e. consumidores directos en mercado con derecho a reducción en el impuesto de electricidad).

Regla 13. Tiempo de presentación de las ofertas

1. En el mercado diario, las ofertas deberán recibirse en los servidores de información del operador del mercado antes del cierre del periodo de aceptación de ofertas. Los horarios de las operaciones en los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica correspondiente al mercado diario se describen en las reglas finales.

2. Para el mercado intradiario de subastas, el operador del mercado determinará el momento de apertura y de cierre del periodo de presentación y aceptación de ofertas y lo comunicará a los agentes. Las ofertas deberán recibirse en los servidores de información del operador del mercado antes del cierre del periodo de aceptación de ofertas. Los horarios de las operaciones en los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica correspondiente a los mercados intradiarios se describen en las reglas finales y anexos.

3. La hora de recepción será la que indique el Sistema de Información del Operador del Mercado en el momento de la recepción.

4. Para el mercado intradiario continuo, las ofertas serán presentadas, para los contratos en negociación, en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado y enviadas a la Plataforma de Contratación Continua Europea, quien verificará su tiempo de recepción con relación del periodo de presentación y aceptación de ofertas.

Regla 14. Lugar de presentación de las ofertas

Las ofertas deberán presentarse en los servidores de información del operador del mercado por el medio electrónico que este habilite al efecto.

Los medios electrónicos disponibles para la recepción de ofertas desde la entrada en vigor de estas reglas serán alguno o algunos de los siguientes:

– Acceso a través de Internet.

– Acceso a través de líneas dedicadas, para aquellos agentes que lo soliciten.

El agente es responsable de la contratación, alquiler, mantenimiento y continuidad del correcto funcionamiento de los medios de comunicación que decida utilizar para acceder al Sistema de Información del Operador del Mercado, no siendo responsable el operador del mercado de cualquier deficiencia ajena a sus propios sistemas de información. En particular la utilización de los agentes de sistemas automáticos de conexión deberá ser supervisada por los mismos, no pudiendo atribuirse al operador del mercado responsabilidades que le son ajenas.

El ordenador PC compatible deberá estar conectado con el Sistema de Información del Operador del Mercado.

Si el agente decide conectarse a través de Internet puede utilizar cualquier medio de comunicación para conectarse a un proveedor de Internet (ISP).

Si el agente decide instalar líneas dedicadas, deberá ponerse en contacto con el operador del mercado para los detalles técnicos de instalación y configuración.

El operador del mercado podrá actualizar los medios de comunicación de su sistema informático para incorporar los avances tecnológicos que se puedan producir.

El operador del mercado mantendrá informados a los agentes de las modificaciones que incorpore en su sistema informático en cada momento.

El operador del mercado podrá introducir restricciones a la interacción con el Sistema de Información del Operador del Mercado a través de aplicaciones informáticas, pudiendo imponer límites generales al número de peticiones que las aplicaciones utilizadas por los agentes de mercado puedan realizar al Sistema de Información del Operador del Mercado en un periodo de tiempo, con la intención de prevenir situaciones que puedan poner en riesgo el correcto funcionamiento del mercado. Adicionalmente, el operador de mercado podrá restringir el acceso a aquellas aplicaciones utilizadas por un determinado agente de mercado que pongan en riesgo el correcto funcionamiento del Sistema de Información del Operador del Mercado, lo cual se comunicará al agente, a través de la información de contacto declarada por el agente en el Sistema de Información del Operador del Mercado.

Los vendedores o compradores realizarán la comunicación de sus ofertas de compra o venta de energía eléctrica al operador del mercado asumiendo los costes y la responsabilidad de la contratación y el mantenimiento del servicio de los medios de comunicación que el agente estime necesarios para el envío de las ofertas de compra o venta.

El operador del mercado informará a los vendedores o compradores del resultado de las verificaciones de sus ofertas y del resultado del proceso de casación de las mismas mediante la puesta a disposición en los servidores de información del Sistema de Información del Operador del Mercado. A dicha información se podrá acceder en la forma indicada anteriormente.

Regla 15. Verificación de las ofertas

Sin perjuicio de las verificaciones específicas para los mercados diario e intradiario, que figuran en las reglas reguladoras de dichas materias, las ofertas de compra o venta presentadas por los agentes serán verificadas por el operador del mercado, como condición previa a su posible aceptación, de acuerdo con la presente regla.

La verificación de las ofertas por parte del operador del mercado no modifica la responsabilidad del agente por las ofertas indebidas que pueda haber presentado.

15.1 Verificación del estado de la sesión para la presentación de ofertas.

El operador del mercado verificará en el momento de recepción de la oferta en su sistema informático, conforme a la hora de recepción disponible en dicho sistema informático, que esta hora de recepción es anterior al momento de finalización del periodo de aceptación de ofertas y posterior a la apertura de la sesión en el caso del mercado intradiario de subastas y abierta la negociación para los contratos programados en el mercado intradiario continuo.

En el caso de presentación de ofertas por fichero a sesiones de subastas, si este ha comenzado a recibirse en el Sistema de Información de Operador del Mercado antes de la hora límite de recepción de ofertas y el formato del fichero es correcto, se realizará el proceso de validación de todas las ofertas incluidas en dicho fichero considerando a efectos de control de la hora límite de presentación de ofertas la hora de inicio de recepción del fichero, insertándose cada oferta con el resultado de la validación con la fecha y hora de finalización de la validación en el sistema de información del operador del mercado.

En el caso de presentación de ofertas al mercado intradiario continuo el momento considerado para la verificación será el que establezca la Plataforma de Contratación Continua Europea.

15.2 Verificación del agente.

El operador del mercado verificará:

– Que el agente está dado de alta en el Sistema de Información del Operador del Mercado y que no ha sido suspendido como sujeto del sistema eléctrico por el operador del sistema correspondiente.

– Que el agente está habilitado para presentar ofertas para la unidad de venta o adquisición en el momento de presentación de la misma y para el periodo de programación para el que se presenta la oferta o comunicación de ejecución del contrato bilateral.

– Que el agente dispone de las garantías suficientes para la presentación de la oferta de acuerdo con las condiciones de verificación del cumplimiento de garantías. Si se trata de una unidad de venta de titularidad compartida, se verificará que cada uno de los agentes propietarios disponen de las garantías suficientes para la presentación de la oferta en el importe que corresponda en cada caso.

15.3 Verificación de la unidad de oferta.

El operador del mercado comprobará en el momento de la presentación de la oferta de venta o compra, que las instalaciones que integran la unidad de venta, por la que se presenta dicha oferta están dadas de alta en el Sistema de Información del Operador del Mercado.

Asimismo, comprobará que la unidad de oferta no ha sido suspendida.

Regla 16. Confirmación de las ofertas

El operador del mercado informará a los agentes de los siguientes extremos:

– Confirmación automática de la recepción de la oferta de energía eléctrica por los procedimientos que se establecen en estas reglas.

– Verificación en los términos establecidos en estas reglas de la oferta de energía eléctrica y comunicación del resultado de la verificación.

– Aceptación de la oferta de energía eléctrica, si el resultado de la verificación a que se refiere el apartado anterior es positivo e inclusión de dicha oferta en el proceso de casación en caso de superar las verificaciones previas a la realización del proceso de casación.

– Inclusión o no en el resultado de la casación y en su caso, las razones de su exclusión en los términos establecidos en las presentes reglas cuando así lo solicite.

La validación realizada por el sistema del operador de mercado será firme, incluso en el caso de desconexión del sistema del agente antes de la recepción de la respuesta a dicha validación.

Regla 17. Firmeza de las ofertas

Las ofertas de compra o venta de energía, válidas y no sustituidas o anuladas presentadas por los vendedores o compradores al operador del mercado para cada una de las unidades de venta o de adquisición de las que sean titulares, devendrán firmes en el momento de finalización del periodo de aceptación de ofertas.

CAPÍTULO CUARTO

Información y confidencialidad

Regla 18. Confidencialidad y publicidad de la información

1. Los agentes se obligan a mantener confidenciales los datos relativos a la forma de acceso al Sistema Informático del Operador del Mercado, a custodiar las claves de acceso informático, y a comunicar a dicho operador del mercado cualquier incidencia relativa a la seguridad de la información.

2. El operador del mercado y los operadores del sistema se obligan a mantener la confidencialidad de la información que el vendedor y el comprador haya puesto a disposición de los mismos en la oferta económica de compra o venta de energía, de acuerdo con lo establecido en estas reglas.

3. La información correspondiente a los diferentes programas e informaciones asociadas a las unidades de venta se considerarán confidenciales hasta la celebración de la sesión del mercado diario correspondiente a los periodos de programación de noventa días posteriores a los periodos de programación de dichos programas.

4. La información correspondiente a la liquidación de los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica de un agente se considerará confidencial para el resto de los agentes.

5. Los agentes sólo tendrán acceso a la información de otros agentes si esta está de forma agregada.

6. Un agente del mercado podrá solicitar al operador del mercado la consulta de la información desagregada de cualquier agente en caso de reclamación relativa a una liquidación que le afecta.

Regla 19. Publicación de información a los agentes para su operación en el mercado

El operador del mercado proporciona a los agentes del mercado toda la información necesaria para la realización de los procesos del mercado a través del Sistema de Información del Operador del Mercado y en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado. Para acceder a este sistema es necesaria la utilización de certificados de acceso proporcionados por el propio operador del mercado. En función del agente al que pertenece la persona que accede al sistema y los permisos de acceso de que dispone, el sistema proporciona la información accesible, respetando siempre los criterios de confidencialidad.

El operador del mercado pondrá a disposición de los agentes del mercado la información necesaria mediante los métodos y formatos establecidos en la versión vigente del documento «Modelo de ficheros para el intercambio de información entre OM y AM», en lo relativo a los ficheros intercambiados entre ambos, y publicado por el operador del mercado. La información publicada se puede clasificar en los siguientes conjuntos:

19.1 Información del mercado diario.

– Fichero de ofertas.

– Previsiones de demanda.

– Capacidades de intercambio en las interconexiones. Capacidades máximas y capacidades disponibles para el acoplamiento de mercados.

– Capacidades asignadas en interconexiones con asignación de capacidad.

– Indisponibilidades de las unidades.

– Garantías disponibles.

– Ficheros de consulta de resultados del mercado diario:

Precios marginales del programa diario resultante de la casación del mercado diario.

Programa Diario Base de Casación (PDBC).

Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF).

19.2 Información de los mercados intradiarios.

Subastas Intradiarias:

– Programa Diario Viable definitivo (PDVD).

– Fichero de ofertas.

– Previsiones de demanda.

– Capacidades máximas de intercambio en las interconexiones.

– Indisponibilidades de las unidades.

– Limitaciones a las unidades de oferta.

– Garantías disponibles.

– Ficheros de consulta de resultados de los mercados intradiarios de subastas:

Precios marginales del programa resultante de la casación del mercado intradiario de subastas.

Programa Intradiario Base de Casación Incremental y Acumulado (PIBCI y PIBCA).

Programa Horario Final (PHF).

Horas anuladas por el operador del mercado o por los operadores del sistema.

Mercado intradiario continuo:

– Capacidades máximas de intercambio en las interconexiones.

– Limitaciones unitarias a las unidades de oferta

– Indisponibilidades de las unidades de oferta

– Garantías disponibles

– Ficheros de consulta de resultados del mercado intradiario continuo:

Precios de referencia, volúmenes negociados, así como aquella información de carácter público que se considere relevante del mercado intradiario continuo.

Programa Intradiario Base de Casación Incremental Continuo y Acumulado Continuo (PIBCIC y PIBCAC).

Programa Horario Final Continuos (PHFC).

Horas anuladas por el operador del mercado o por los operadores del sistema.

19.3 Información de las liquidaciones.

– Ficheros de liquidación: datos comunes.

– Fichero de anotaciones horarias.

Mercado correspondiente.

Unidad de venta, adquisición.

Cantidad.

Precio unitario.

Derecho de cobro o/y obligación de pago correspondiente.

Total de derechos de cobro u obligaciones de pago acumulados por mercado.

– Fichero de liquidación diaria.

– Pagos y cobros finales totales.

– Garantías de pago.

– Garantías formalizadas.

– Balance de las garantías para las próximas sesiones.

– Estado de la liquidación.

– Calendario de liquidación y facturación.

– Facturas y notas de abono o cargo.

– Información relativa a la facturación e impuestos.

– Coste final de la energía y los componentes del precio final en agregado y para cada tipo de consumidor.

– Información relativa a la liquidación del régimen económico de energías renovables.

Regla 20. Publicación periódica de información de carácter público

El operador del mercado proporciona al público en general información no confidencial a través de la web pública. El conjunto de ficheros e información proporcionada por el operador se describe en el documento «Información pública proporcionada por el Operador del Mercado» disponible en el propio servidor web.

Para publicar la información de carácter público, el operador del mercado aplicará los siguientes criterios de confidencialidad:

20.1 Curvas agregadas de oferta y demanda y comercio internacional e intracomunitario.

Después de la casación de cada sesión de los mercados diario e intradiario de subastas, el operador del mercado publicará para el mercado ibérico:

– Precios horarios y energía total negociada horaria del mercado diario.

– Curvas agregadas de ofertas y demandas realizadas, ofertas que participan en la formación de precios y ofertas incluidas en el programa resultante de la casación, con indicación de precios y cantidades de cada tramo de energía ofertada. Una vez las ofertas realizadas al mercado son públicas en aplicación de las presentes reglas (a los noventa días), se procederá a añadir a las curvas la indicación de las unidades asociadas a cada tramo.

– Ocupación de cada una de las interconexiones internacionales por hora (incluido lo casado en el mercado diario más la asignación máxima de lo ejecutado en contratos bilaterales internacionales) con indicación de:

• Capacidad comercial máxima de importación y exportación por cada interconexión.

• Capacidad ocupada en cada sentido e interconexión.

• Capacidad libre en cada sentido e interconexión.

Después del cierre de negociación, para cada uno de los contratos programados en el mercado intradiario continuo, se publicarán los precios de referencia, volúmenes negociados, así como aquella información de carácter público que se considere relevante del mercado intradiario continuo para cada uno de dichos contratos.

20.2 Información sobre agregados del mercado.

El operador del mercado deberá establecer las magnitudes, parámetros y variables de carácter agregado que por ser significativos deben ser objeto de publicación. En todo caso deberá ser objeto de publicación, una vez los resultados de los mercados son definitivos, la producción por tecnologías y la demanda por categorías de agentes.

20.3 Cuotas.

Con posterioridad a la celebración de la sesión del mercado diario que se celebra el día primero de cada mes (m), el operador del mercado publicará las cuotas de contratación en energía en los diferentes mercados y procesos, de todos los agentes, correspondientes al mes (m-2).

20.4 Publicación de la información del mercado por la pérdida del carácter de confidencial.

Con posterioridad a la celebración de la sesión del mercado diario el operador del mercado hará pública toda la información correspondiente a la sesión celebrada noventa días antes, derivada de la presentación de las ofertas y de la casación y, en especial del contenido íntegro de las ofertas presentadas por los agentes en todas las sesiones del mercado.

Regla 21. Comunicación periódica sobre los resultados del mercado a las administraciones competentes y al Comité de Agentes del Mercado

Sin perjuicio de otras informaciones relevantes del mercado que, conforme a las disposiciones vigentes, deban ser transmitidas al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y a otras administraciones competentes, el operador del mercado colaborará con los organismos reguladores que corresponda, con el Comité de Agentes del Mercado y en su caso con la Comisión Europea en la transparencia del mercado y de sus resultados.

Con la finalidad anterior el operador del mercado podrá elaborar informes de seguimiento basados en parámetros que faciliten el mejor seguimiento, observación y comprobación de los datos del mercado de electricidad. En relación con este informe el operador del mercado aplicará los criterios de confidencialidad que correspondan.

Regla 22. Información al público

Toda la información que el operador del mercado proporcione a un agente sobre otro u otros agentes en cumplimiento de estas reglas, y que no venga motivada por la existencia de una reclamación, deberá ser proporcionada al público en general, excepto la información facilitada a varios agentes en cumplimiento de disposiciones legales que así lo requieran.

Para suministrar información al público en general el operador del mercado hará uso de su web pública.

CAPÍTULO QUINTO

Comité de Agentes del Mercado

Regla 23. Objeto del Comité de Agentes

El Comité de Agentes del Mercado se configura como un órgano que tiene por objeto el seguimiento del funcionamiento de la gestión de los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica y la propuesta de medidas que puedan redundar en un mejor funcionamiento de dichos mercados.

Regla 24. Composición del Comité de Agentes

El Comité de Agentes del Mercado estará formado por:

– Agentes del Mercado (un representante por agente de mercado)

– Representantes de asociaciones de los agentes del mercado (un representante por asociación)

– Dos representantes del «OMI-Polo Español, SA (OMIE)»

– Un representante de cada uno de los Operadores del Sistema, español y portugués, sin derecho a voto.

– Un representante de cada uno de los organismos encargados de la regulación de la energía en el mercado ibérico, sin derecho a voto.

Todo aquel agente o asociación interesado en ser miembro del Comité de Agentes del Mercado presentará la correspondiente solicitud a través del formulario que se encontrará disponible a estos efectos en la página web pública del operador del mercado.

El cargo de miembro del Comité de Agentes del Mercado no será remunerado.

Podrán presentar solicitud todas aquellas entidades que tengan la condición de agente del mercado, así como aquellas asociaciones que cumplan los siguientes requisitos:

– Incluir entre sus funciones aquellas relacionadas con las actividades incluidas en el artículo 6 de la Ley 24/2013, del Sector Eléctrico.

– Contar entre sus miembros con al menos tres agentes del mercado.

En la solicitud de incorporación se indicarán los datos de la persona titular (y un suplente en caso de no asistencia del titular) de la entidad (agente o asociación). El titular y el suplente serán representantes de la entidad hasta que no se reciba notificación por parte de esta última comunicando el cambio de representante.

Las solicitudes de alta se validarán por el operador del mercado.

Regla 25. Órganos del Comité de Agentes del Mercado

Los órganos del Comité de Agentes del Mercado son el pleno, el presidente y el secretario.

El pleno:

El pleno se reunirá en sesión ordinaria una vez cada dos meses y, en sesión extraordinaria, cuando así lo soliciten el operador del mercado o al menos el 5 % de los miembros del Comité de Agentes, que deberán expresar en la solicitud los asuntos a tratar en la reunión y los motivos por lo que lo solicitan.

La convocatoria se realizará por correo electrónico que se remitirá a los miembros titulares con un mínimo de 72 horas de antelación, salvo urgencia debidamente justificada. La convocatoria será realizada por el presidente y se acompañará el orden del día, en el que se harán constar los asuntos a tratar en la sesión correspondiente.

Deberá incluirse en el orden del día de la sesión cualquier asunto cuando así sea solicitado por al menos el 5 % de los miembros del Comité de Agentes con 48 horas de antelación y los motivos por los que lo solicitan.

Las reuniones serán preferiblemente telemáticas y los debates se desarrollarán bajo la dirección del presidente o de quien le sustituya.

Los acuerdos quedarán válidamente adoptados por el voto favorable de la mitad más uno de los miembros del Comité presentes en la correspondiente reunión.

La delegación deberá efectuarse para cada reunión por el vocal titular o en su defecto por su suplente y no surtirá efectos si concurre cualquiera de ellos.

Los acuerdos adoptados en las reuniones se consignarán en las actas que extenderá el secretario con el Visto Bueno del presidente. Cualquier miembro que desee dejar constancia de posiciones particulares podrá hacerlo comunicándoselo al secretario formalmente y por escrito en los tres días siguientes a la sesión.

El presidente:

– El presidente del Comité de Agentes del Mercado presidirá las reuniones del pleno, dirigirá los debates y acordará la convocatoria de las reuniones ordinarias y el contenido del orden del día.

– El presidente del Comité será designado, mediante sorteo entre las asociaciones miembros del Comité. Aquella asociación que resulte designada para presidir no participará en los sucesivos sorteos durante cuatro años desde su designación.

– La presidencia será ejercida por periodos de seis meses. El presidente cesará en su cargo por renuncia, expiración del plazo de ejercicio del cargo o pérdida de la condición de miembro del Comité.

– La asociación que asuma la presidencia designará a la persona física que ostentará su representación a estos efectos, así como otra persona como suplente para los casos de ausencia del titular.

– El cargo de presidente del Comité de Agentes del Mercado no será remunerado.

El secretario:

– Corresponde al secretario extender las actas de las reuniones que se celebren, consignando en las mismas los acuerdos que se alcancen y expedir certificaciones de los acuerdos del Comité de Agentes.

– Las funciones del cargo de secretario serán desempeñadas permanentemente por el operador del mercado.

Regla 26. Confidencialidad y publicación de la información

Todos los miembros del Comité de Agentes del Mercado estarán sometidos a las correspondientes obligaciones de confidencialidad respecto a las deliberaciones que tengan lugar en sus reuniones.

La información de la actividad del Comité de Agentes del Mercado estará disponible para todos sus miembros. Dicha información será publicada en la web del operador del mercado, pudiéndose acceder a la misma a través de la correspondiente acreditación que será proporcionada por el operador del mercado.

CAPÍTULO SEXTO

Mercado diario

Regla 27. Objeto y conceptos básicos

El mercado diario como parte integrante del mercado mayorista de electricidad, tiene por objeto llevar a cabo las transacciones de energía eléctrica para el día siguiente mediante la presentación de ofertas de compra y venta de energía eléctrica por parte de los agentes del mercado.

Estas ofertas se presentarán al operador del mercado, y serán incluidas en un procedimiento de casación teniendo efectos para el horizonte diario, correspondiente al día siguiente al de la sesión.

El mercado diario se estructurará en una sola sesión para cada horizonte diario. Los periodos de programación serán horarios, y el horizonte diario se compone de 24 periodos de programación consecutivos de la Hora Europea Central (CET), o 23, o 25, en los días de cambio de hora oficial.

Regla 28. Ofertas al mercado diario

28.1 Objeto y contenido de las ofertas de compra y venta.

Las ofertas de venta pueden ser simples o complejas, en razón de su contenido. Las ofertas de compra únicamente podrán ser simples sin incorporar condiciones complejas.

Únicamente se podrá presentar una oferta de compra o venta para un mismo horizonte diario y una misma unidad de venta o adquisición, excepto en lo indicado en la Regla de «Entrega física de la energía negociada a plazo».

28.1.1 Ofertas simples.

A los efectos de lo establecido en las reglas son ofertas simples las ofertas de compra o venta de energía que los vendedores o compradores presenten para cada periodo de programación, y unidad de venta o adquisición, de la que sean responsables con expresión de un precio y de una cantidad de energía, pudiendo existir para cada periodo de programación dentro de un mismo horizonte diario hasta un máximo de 25 tramos, con un precio diferente para cada uno de dichos tramos, siendo este creciente para las ofertas de venta, o decreciente para las ofertas de compra. Las ofertas simples no incluyen ninguna condición adicional que deba ser tenida en cuenta en el proceso de casación.

Para las unidades de venta correspondientes a unidades de producción para las que exista más de un propietario a efectos de liquidación, junto con la oferta de venta del agente que la representa, se recibirá la cantidad de energía asociada a cada uno de los propietarios que va a estar comprometida en contratos bilaterales, para su consideración en la liquidación de las energías del programa resultante del mercado diario.

28.1.2 Ofertas complejas.

A los efectos de lo establecido en las reglas son ofertas complejas aquellas ofertas de venta de energía que, cumpliendo con los requisitos exigidos para las ofertas simples, incorporan todas, algunas o alguna de las condiciones que se relacionan a continuación. Estas condiciones las incorporará el operador del mercado en la casación en los términos establecidos en la regla en la que se describe el algoritmo de casación.

Son condiciones que pueden incorporar las ofertas complejas, las siguientes:

28.1.2.1 Condición de ingresos mínimos.

Los vendedores pueden incluir como condición en las ofertas de venta de energía que presenten por cada unidad de venta que dicha oferta sólo se entiende presentada a los efectos de la casación si obtiene unos ingresos mínimos para el conjunto de periodos de programación, salvo en lo establecido en la regla de tratamiento de la condición compleja de ingresos mínimos. Los ingresos mínimos requeridos se expresarán como una cantidad fija, declarada en euros, sin decimales y, como una cantidad variable declarada en euros por MWh, pudiéndose incluir dos cifras decimales.

La condición de ingresos mínimos no podrá ser tal que el ingreso solicitado supere en más de un 100 % al ingreso resultante de la aceptación completa de la oferta al precio ofertado.

No se permitirán valores negativos de precio en el término fijo ni en el término variable en la condición de ingresos mínimos.

28.1.2.2 Condición de parada programada.

Es la condición que los vendedores pueden incluir en la oferta de venta de energía que presenten por cada unidad de venta, para el caso de que estas ofertas no resulten casadas por aplicación de la condición de ingresos mínimos, de modo que puedan ser consideradas como ofertas simples en el primer tramo, desde el primer periodo de programación hasta como máximo el tercer periodo de programación del horizonte diario. La energía ofertada que incorpore la condición de parada programada deberá ser decreciente durante los periodos de programación para los que se declara la condición.

28.1.2.3 Condición de variación de capacidad de producción o gradiente de carga.

La condición de variación de capacidad de producción consiste en establecer para cada unidad de venta una diferencia máxima de variación de energía al alza o a la baja de la misma, entre dos periodos de programación consecutivos. Esta condición se expresará en MW/min, con un solo decimal, y el resultado de su aplicación estará, en todo caso, limitado por la capacidad máxima disponible horaria de producción de dicha unidad de venta.

28.2 Formato para la presentación de ofertas de compra o venta.

Los vendedores y compradores habrán de incluir, en las ofertas de compra y venta de energía que presenten al operador del mercado por cada unidad de venta o adquisición, las siguientes informaciones:

a) Código de la unidad de venta o adquisición.

b) Descripción de la oferta. Campo alfanumérico que no utiliza el algoritmo.

c) Clase de oferta, que deberá ser necesariamente oferta de compra o venta.

d) Fecha del horizonte diario. Es aquella para la que se presenta la oferta. Estará en blanco en caso de ser una oferta por defecto.

e) Oferta por defecto. Los datos válidos que se pueden incluir en la oferta son:

SÍ, indica que la oferta es por defecto y el agente la mantiene vigente para todos los horizontes diarios, a partir del momento de recepción de la misma por el operador del mercado. En este caso la fecha del horizonte diario no se utiliza.

NO, indica que la oferta no es por defecto y que sólo es válida para la fecha del horizonte diario indicada.

f) Condición de ingreso mínimo para las unidades de venta, que se expresará por medio de los dos valores siguientes:

– Término fijo (TF) para un mismo horizonte diario, fijado en euros, sin que puedan incluirse decimales.

– Término variable (TV), que permanecerá constante para un mismo horizonte diario, fijado en euros por MWh, pudiéndose incluir dos cifras decimales.

No se permitirán valores negativos de precio en el término fijo ni en el término variable en la condición de ingresos mínimos y en el caso de ser igual a cero, indicará que la oferta no incorpora esta condición. En el caso de ofertas de compra ambos valores deberán ser cero.

g) Condición de gradiente, para las unidades de venta, que expresará el gradiente máximo de variación de carga de la unidad de venta a subir y bajar expresados en MW/min con un máximo de una cifra decimal. En el caso de ser igual a «cero» significa que la oferta no incorpora esta condición. En el caso de ofertas de compra ambos valores deberán ser cero.

h) Por cada uno, de los hasta veinticinco (25) tramos en que puede dividirse una oferta de compra o venta y cada uno de los periodos de programación, se darán los siguientes datos:

h.1) Periodo de programación al que corresponde la oferta.

h.2) Volumen de energía ofertada en el tramo por la unidad de venta o adquisición, para cada periodo de programación expresada en MWh, con un máximo de un decimal.

h.3) Precio al que se oferta el tramo expresado en euros por MWh, con un máximo de dos decimales.

h.4) Indicación, para el caso de ofertas de venta, en los tres primeros periodos del periodo de programación, de si la oferta de venta del primer tramo de energía corresponde o no a una condición de parada programada, para los tres primeros periodos del horizonte diario.

Adicionalmente el agente podrá comunicar la energía asociada a cada uno de los propietarios que va a estar comprometida en contratos bilaterales para el caso de ofertas de venta, de unidades de venta que tienen más de un propietario, para su consideración en la liquidación del mercado diario. Dicha información será enviada por el responsable de presentación de ofertas de cada central compartida, así como los códigos de los contratos bilaterales correspondientes. El operador del mercado en la recepción de dicha información realizará las siguientes validaciones:

– El código de la comunicación de información existe.

– La unidad de oferta existe.

– El agente que envía la información es el agente responsable de su envío.

En caso de no superar las validaciones anteriores será rechazada toda la información enviada relativa a la unidad de oferta con el correspondiente mensaje de aviso.

28.3 Información recibida de los operadores del sistema: indisponibilidades, capacidades comerciales de las interconexiones internacionales, información sobre la asignación de los derechos de capacidad y sobre los contratos bilaterales internacionales y contratos bilaterales nacionales.

28.3.1 Definición e incorporación de la información sobre indisponibilidades.

La información sobre indisponibilidades enviada por los operadores del sistema al Sistema de Información del Operador del Mercado se realizará a través de este y contendrá siempre para cada sistema todas las indisponibilidades que el operador del sistema correspondiente tiene confirmadas de cualquiera de las unidades físicas de unidades de producción y unidades de adquisición, en el momento de su envío. Las indisponibilidades se enviarán por unidad física. En consecuencia, el operador del mercado considerará que todas las unidades no incluidas en la última información recibida del operador del sistema correspondiente están disponibles.

La información sobre indisponibilidades se incorporará en el Sistema de Información del Operador del Mercado en el momento de recepción en el Sistema de Información del Operador del Mercado, siendo la hora límite de incorporación a efectos de su consideración en el proceso de casación la hora de cierre de la sesión del mercado diario.

28.3.2 Definición e incorporación de la información sobre capacidades comerciales de las interconexiones internacionales.

Los operadores del sistema español y portugués remitirán al operador del mercado las capacidades máximas previstas de importación y exportación en cada una de las interconexiones internacionales de sus respectivos sistemas eléctricos con desglose horario, de acuerdo con la hora límite establecida en la metodología que desarrolla el artículo 69 del Reglamento (UE) 2015/1222 previstos para cada periodo de programación del día siguiente, agregado por frontera y para cada sentido de flujo de potencia activa.

Los operadores del sistema español y portugués remitirán al operador del mercado las capacidades disponibles de importación y exportación en cada una de las interconexiones internacionales de sus respectivos sistemas eléctricos para el proceso de casación del mercado diario con desglose horario. El operador del mercado considerará que todas las interconexiones y sentido de flujo no incluidos en la última información recibida de los operadores del sistema tendrá valor cero.

La información sobre capacidades disponibles para el proceso de casación del mercado diario se incorporará en el Sistema de Información del Operador del Mercado, en el momento de recepción en el Sistema de Información del Operador del Mercado, siendo la hora límite de incorporación a efectos de su consideración en el proceso de casación en el mercado diario, la hora límite establecida en la regla de secuencia de operaciones en el mercado diario.

Antes de la hora límite establecida para el envío de la información de capacidades al sistema de casación común, el operador del mercado analizará la información recibida de capacidad disponible para la casación del mercado diario para la interconexión entre España y Portugal al haberse recibido información para dicha interconexión de ambos operadores del sistema ibérico.

El operador del mercado para la interconexión entre el sistema español y portugués procederá de la siguiente forma:

Si ha recibido las capacidades de importación y exportación de ambos operadores del sistema y estas coinciden, remitirá al sistema de casación antes de la hora límite establecida los valores de capacidad recibidos.

Si no ha recibido los valores de ambos operadores del sistema para la interconexión entre España y Portugal, o no son coincidentes, procederá según los siguientes casos:

Caso 1: En caso de no haberse recibido las capacidades disponibles para el mercado diario de ninguno de los operadores del sistema antes de la hora establecida en la Regla de «Secuencia de operaciones del mercado diario», el operador del mercado solicitará el envío de las capacidades a ambos operadores del sistema antes de transcurridos treinta minutos desde la citada hora límite de envío de capacidades:

– Si después de transcurridos los treinta minutos no se han recibido las capacidades de ninguno de los operadores del sistema, el operador del mercado remitirá al sistema de casación un valor de capacidad disponible para la casación del mercado diario nula para importación y exportación en la frontera entre España y Portugal para todas las horas del mercado diario.

– Si después de transcurridos los treinta minutos solamente se han recibido capacidades de un operador del sistema, el operador del mercado confirmará antes de transcurridos veinte minutos adicionales con el operador del sistema que no ha remitido las capacidades los valores recibidos por el método acordado entre ambos. Si los valores de las capacidades son confirmados, el operador del mercado remitirá al sistema de casación las capacidades recibidas. Si los valores no son confirmados, requerirá al operador del sistema que ha enviado las capacidades que envíe de nuevo los valores de capacidad. Una vez transcurridos veinte minutos adicionales el operador del mercado enviará al sistema de casación los últimos valores de capacidad recibidos.

– Si después de transcurridos los treinta minutos se han recibido capacidades de ambos operadores del sistema, se procederá según se indica en el caso 3.

Caso 2: En caso de no haberse recibido las capacidades disponibles para el mercado diario de uno de los operadores del sistema antes de la hora establecida en la Regla de «Secuencia de operaciones del mercado diario», el operador del mercado comprobará si se han recibido en la fecha en la que se hace la comprobación valores para los periodos de programación del mercado diario de capacidades máximas de importación y exportación, a las que se refiere el primer párrafo de la presente regla, remitido por el operador del sistema que no ha remitido las capacidades disponibles para el mercado diario. Si se han remitido las citadas capacidades y coinciden con los valores remitidos por el operador del sistema que sí ha enviado los valores de capacidad disponible para el mercado diario, el operador del mercado enviará los valores de capacidad disponible para el mercado diario recibidos. Si no se han recibido capacidades para los periodos de programación del mercado diario en la fecha en la que se hace la comprobación o éstos no coinciden con los valores de capacidad para el mercado diario, el operador del mercado solicitará al operador del sistema que no ha enviado las capacidades disponibles para el mercado diario a que las envíe siguiendo el proceso descrito en el caso 1.

Caso 3: En caso de haberse recibido las capacidades disponibles para el mercado diario de ambos operadores del sistema antes de la hora establecida en la Regla de «Secuencia de operaciones del mercado diario», o antes de transcurridos los veinte minutos adicionales establecidos en el caso 2, pero no ser estas coincidentes, el operador del mercado solicitará el envío de las capacidades a ambos operadores del sistema antes de transcurridos treinta minutos desde la citada hora límite de envío de capacidades, o veinte minutos si se ha dado la situación descrita en el caso 2. Si las nuevas capacidades recibidas coindicen se remitirán los valores recibidos. Si una vez transcurrido el tiempo adicional no coinciden el operador del mercado remitirá los valores de capacidades enviados por el operador del sistema portugués.

Los valores remitidos de las capacidades en las interconexiones con el sistema francés y con el sistema marroquí serán los valores del último fichero válido de capacidades disponible para el mercado diario remitido por el operador del sistema español.

El operador del mercado considerará en el proceso de acoplamiento de mercados entre España y Francia un valor de la capacidad máxima disponible de exportación, y en su caso de importación, igual a cero si el operador del mercado del sistema eléctrico francés, o entidad habilitada por este en el proceso de liquidaciones, no cumple alguna de las obligaciones económicas que el operador del mercado le exija en relación con la liquidación de la energía intercambiada entre el sistema eléctrico español y francés resultante de dicho proceso.

28.3.3 Definición e incorporación de la información sobre la asignación de los derechos de capacidad y sobre los contratos bilaterales internacionales.

El operador del sistema español pondrá a disposición del operador del mercado las notificaciones de uso de derechos de capacidad por cada unidad de venta o adquisición correspondiente a las asignaciones confirmadas, a efectos de su consideración en la validación de las ofertas presentadas al mercado diario, con posterioridad a la recepción de dicha asignación, y para su consideración en la validación previa al proceso de casación y dentro del mismo.

Como sistema de respaldo, cuando no pueda existir acoplamiento entre el mercado ibérico y el acoplamiento único diario, los operadores del sistema español y francés podrán realizar la subasta diaria de respaldo (o «Shadow Auction» en lengua inglesa), enviando el resultado de la misma al operador del mercado para su consideración en la validación de las ofertas del Mercado Diario.

La incorporación del resultado de dicha subasta diaria de respaldo se realizará, en el horario acordado entre operador del mercado y el operador del sistema español mediante una transacción entre la unidad de derechos de capacidad y la unidad genérica en la zona de oferta española.

En ambos casos, los agentes que hayan solicitado al operador del mercado la presentación en su nombre de una oferta con un solo bloque al precio que el agente indique, de las unidades de oferta genéricas, serán actualizadas por operador del mercado, la próxima vez que se realice por parte del operador del mercado la presentación de ofertas en nombre del agente.

Los operadores del sistema pondrán a disposición del operador del mercado las notificaciones de uso de derechos de capacidad por cada unidad de venta o adquisición correspondiente a las asignaciones confirmadas previas al mercado diario en la interconexión con el sistema eléctrico portugués, a efectos de su consideración en la validación de las ofertas presentadas al mercado diario, con posterioridad a la recepción de dicha asignación, y para su consideración en la validación previa al proceso de casación y dentro del mismo.

Los contratos bilaterales internacionales de la frontera hispano-portuguesa serán enviados al operador de mercado por los operadores del sistema una vez acordados entre ambos operadores. Los contratos bilaterales internacionales de las fronteras del sistema ibérico serán enviados por el operador del sistema español al operador del mercado.

Los operadores del sistema, una vez acordados entre ellos para la frontera hispano-portuguesa, pondrán a disposición del operador del mercado, antes del cierre del periodo de recepción de ofertas del mercado diario, la información de los contratos bilaterales internacionales recibidos de los agentes, a efectos de su consideración en la validación de las ofertas presentadas al mercado diario, con posterioridad a la recepción de dicha comunicación, y para su consideración en la validación previa al proceso de casación y dentro del mismo.

Los operadores del sistema pondrán a disposición del operador del mercado las asignaciones de derechos de capacidad por cada agente que no hayan realizado la notificación de uso de derechos de capacidad en la interconexión con el sistema eléctrico portugués.

28.3.4 Definición e incorporación de la información sobre los contratos bilaterales nacionales.

El operador del mercado recibirá de los operadores del sistema correspondientes, antes del cierre del periodo de recepción de ofertas del mercado diario, la información de los contratos bilaterales nacionales recibidos de los agentes, a efectos de su consideración en la validación de las ofertas presentadas al mercado diario.

28.4 Verificación de las ofertas.

Las ofertas de compra o venta presentadas por los agentes serán verificadas por el operador del mercado, como condición previa a su posible aceptación. La verificación se realizará en el momento de recepción de las ofertas y en el momento de cierre del periodo de recepción de ofertas a la sesión del mercado diario, según se establece en esta regla. Las validaciones de las ofertas se realizarán de acuerdo con lo siguiente:

28.4.1 Verificación del estado de la sesión.

El operador del mercado verificará en el momento de recepción de la oferta en su sistema informático, conforme a la hora de recepción disponible en dicho sistema informático, que esta hora de recepción es anterior al momento de finalización del periodo de aceptación de ofertas. En el caso de presentación de ofertas por fichero, si este ha comenzado a recibirse en el Sistema de Información de Operador del Mercado antes de la hora límite de recepción de ofertas y el formato del fichero es correcto, se realizará el proceso de validación de todas las ofertas incluidas en dicho fichero considerando a efectos de control de la hora límite de presentación de ofertas la hora de inicio de recepción del fichero, insertándose cada oferta con el resultado de la validación con la fecha y hora de finalización de la validación.

28.4.2 Verificación del agente.

El operador del mercado verificará:

– Que el agente está dado de alta en el Sistema de Información del Operador del Mercado en la fecha en la que se presenta la oferta y no está suspendido por los operadores del sistema como sujeto del sistema eléctrico.

– Que el agente está habilitado para presentar ofertas, de venta para la unidad de venta, o compra para la unidad de adquisición, en el momento de presentación de la misma, para los periodos de programación para los que se presenta la oferta. Serán rechazadas todas las ofertas del agente que presente ofertas para unidades para las que no esté habilitado en la fecha correspondiente.

28.4.3 Verificación del cumplimiento de garantías.

El operador del mercado verificará en el momento de la inserción de la oferta, si esta es para la siguiente sesión del mercado diario, que los agentes a los que se va a validar la suficiencia de garantías de dicha oferta en el posterior proceso de casación, dispondrán de garantías suficientes para satisfacer el pago máximo estimado de la energía correspondiente a la oferta que presenta en el día en que dicha obligación de pago sea exigible, de acuerdo con la mejor información disponible en el momento de la inserción de la oferta.

La estimación del pago máximo de la oferta que presenta será la valoración de la misma, y se establecerá por el operador del mercado sumando, en todas las horas, el valor máximo en cada hora del producto de cada tramo de precio de la oferta, en valor absoluto, por la suma de la energía ofertada a un precio, en valor absoluto, superior o igual, considerando sólo los posibles tramos de precio negativo en las ofertas de venta y los tramos de precio positivo en ofertas de compra. Asimismo, se considerarán los impuestos y cuotas aplicables. Las ofertas de venta a precio positivo y las ofertas de compra a precio negativo tendrán una valoración de cero.

La oferta será aceptada de forma provisional, aún en el caso de que no se disponga de garantías, pero se informará al agente responsable de la oferta del resultado de esta verificación.

28.4.4 Verificación de la unidad de venta o de adquisición.

El operador del mercado comprobará en el momento de la presentación de la oferta que existen unidades físicas que integran la unidad de venta o adquisición, por la que se presenta dicha oferta, que están dadas de alta en el Sistema de Información del Operador del Mercado para la fecha para la que se presenta la oferta.

28.4.4.1 Verificaciones de la energía máxima a ofertar en un periodo de programación.

Para una oferta de compra o venta presentada a una sesión, que no sea por defecto, se validará que la energía ofertada en total para cada periodo de programación, más la energía declarada para esa unidad en el conjunto de ejecuciones de contratos bilaterales previos al mercado diario, incluidas las notificaciones de uso de derechos de capacidad, que hayan sido comunicados por los operadores del sistema, para dicha sesión, no supera ninguno de los siguientes valores:

– La energía máxima de la unidad en la base de datos del operador de mercado.

– Para las unidades que hayan declarado una indisponibilidad, la energía máxima disponible considerando en el caso de que la oferta presentada sea para la siguiente sesión del mercado diario las indisponibilidades vigentes, entendiendo por energía máxima disponible la energía máxima una vez descontada la energía indisponible de sus unidades físicas. En el caso de ser la oferta normal para una sesión posterior a la siguiente sesión del mercado diario, la unidad de oferta se considerará disponible a los efectos de la validación en el proceso verificación de ofertas en el momento de presentación de la oferta. En la verificación en el proceso de preparación de ofertas al mercado diario, se verificará de nuevo la validez de la oferta considerando la potencia máxima disponible teniendo en cuenta las indisponibilidades vigentes en el momento de cierre de la sesión tal como se detalla en el apartado de verificación de ofertas antes de la casación.

En el caso de superar la energía ofertada el valor máximo en alguno de los periodos de programación, la oferta será rechazada en su totalidad.

Si las ofertas enviadas son por defecto, se validará la energía ofertada en cada periodo de programación contra la energía máxima en la base de datos del operador de mercado declarada para esa unidad, siendo aceptada provisionalmente la oferta, a expensas de la validación global de ofertas y ejecuciones de contratos bilaterales previos al mercado diario antes de realizar la casación, en cuyo proceso, en caso de superar los límites establecidos en la validación global será rechazada la oferta completa. Dado que las ofertas por defecto aplican desde el mismo momento de su envío sin la condición de comunicación de una fecha de oferta, se validará que la fecha de envío de la oferta por defecto es posterior a las 00:00 horas del día para el cual la unidad de oferta correspondiente ha sido dada de alta.

28.4.4.2 Verificación del contenido de la oferta.

a) Verificación para las ofertas de venta de que los tramos correspondientes a la parada programada corresponden al primer tramo del primer periodo de programación y como máximo hasta el tercer periodo de programación y que éstos sean decrecientes en términos de energía ofertada en los periodos para los que se declara la condición de parada programada.

b) Verificación para las ofertas de venta de que los precios de los diferentes tramos de energía de una misma unidad de venta tienen precios crecientes respecto de la energía ofertada.

c) Verificación para las ofertas de compra de que los precios de los diferentes tramos de energía de una misma unidad de adquisición tienen precios decrecientes respecto de la energía ofertada.

d) Verificación de que los precios de las energías expresados en las ofertas no son superiores ni inferiores a los umbrales de notificación de precios indicados en el anexo 2. En caso de ser superados los correspondientes umbrales, el operador del mercado informará al agente en su respuesta a la inserción de dicha oferta, que la oferta supera en alguna hora los umbrales de notificación de precios máximo o mínimo establecidos para el mercado al que se está ofertando. Esta comprobación y respuesta tendrá carácter informativo para el agente, y será emitida por el operador del mercado sin perjuicio de cualquier otra validación o respuesta que pudiera realizarse sobre la misma oferta.

e) Verificación de que los ingresos mínimos que el vendedor incorpore como condición en la oferta de venta de energía para la unidad de venta, no son superiores en un 100% al ingreso que supondría la oferta de venta simple completa de la unidad de venta.

f) Verificación de que el gradiente de subida y bajada declarado en la oferta es igual o inferior al correspondiente registrado en el sistema de información del Operador del Mercado. En caso de no existir un valor máximo en el sistema de información se entenderá que el gradiente no tiene un valor límite máximo.

28.4.4.3 Verificación de las ofertas respecto a las ofertas provenientes del mercado a plazo.

Las ofertas de los agentes para su participación en el mercado diario de producción que no provengan de posiciones abiertas del mercado a plazo, en su inserción, no se validarán contra las ofertas provenientes del mercado a plazo. El conjunto de las ofertas se validará antes del proceso de casación.

28.5 Validaciones a la comunicación de la información de contratos bilaterales remitidos por los operadores del sistema.

En el proceso de recepción de comunicaciones de contratos bilaterales, puestos a disposición del operador del mercado por los operadores del sistema, se realizará el siguiente proceso de validación.

Validaciones a las comunicaciones de contratos bilaterales presentadas al mercado diario

La validación en la inserción de la comunicación de un contrato bilateral, se hará para la energía de cada unidad declarada en el contrato, en cada periodo de programación. Se validará en cada periodo de programación que la energía ejecutada para cada unidad, no supera ninguno de los siguientes valores:

– La energía máxima de la unidad en la base de datos del operador de mercado.

– La energía máxima disponible considerando las indisponibilidades vigentes.

En el caso de que se supere alguno de dichos valores, en alguno de los periodos de programación, la aceptación del fichero requerirá la conformidad del operador del sistema correspondiente.

Las unidades de programación de venta en un contrato bilateral serán unidades genéricas o unidades de programación asociadas a unidades de oferta de venta. Las unidades de programación de adquisición en un contrato bilateral serán unidades genéricas o unidades de programación asociadas a unidades de oferta de adquisición.

La validación en la inserción de la comunicación de un contrato bilateral, se hará para las unidades involucradas en la declaración del contrato bilateral:

– Los contratos bilaterales remitidos por los operadores del sistema solo podrán incorporar unidades de programación cuya unidad de oferta correspondiente disponga de los permisos necesarios para la declaración de contratos bilaterales de acuerdo a la normativa vigente.

– Todas las unidades de programación de venta de un contrato bilateral estarán situadas en un mismo sistema eléctrico y tendrá cada una un programa vendedor.

– Todas las unidades de programación de adquisición de un contrato bilateral estarán situadas en un mismo sistema eléctrico y tendrá cada una un programa comprador.

– Los contratos bilaterales remitidos por los operadores del sistema serán de unidades de programación de sus respectivos sistemas eléctricos. El operador del sistema eléctrico portugués remitirá contratos bilaterales de unidades de la zona de Portugal y el operador del sistema eléctrico español remitirá contratos bilaterales de unidades de la zona de España, Francia, Andorra y Marruecos.

28.6 Aceptación de las ofertas de compra y venta.

La última oferta de compra o venta válida de energía presentada por los agentes al operador del mercado para cada una de las unidades de venta o adquisición de las que sean titulares, devendrá firme en el momento de finalización del periodo de aceptación de ofertas.

28.7 Efectos de la inclusión de la oferta de compra y venta en el proceso de casación.

Que el vendedor o comprador acepte los resultados de la casación en los términos que se deriven de las reglas.

28.8 Presentación de ofertas de contratos bilaterales con entrega física.

Para el cumplimiento del apartado 3 del artículo 9 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, los vendedores que hayan suscrito contratos bilaterales con entrega física de energía, deberán presentar ofertas de compra al mercado a su precio de oportunidad con una unidad de adquisición del agente vendedor, por una cantidad horaria igual o superior a la energía declarada en los contratos bilaterales con entrega física.

Los agentes vendedores que hayan suscrito contratos bilaterales con entrega física de energía declarados con unidades de programación de sistema eléctricos externos al sistema ibérico (unidades de programación de la zona de Francia, Andorra o Marruecos) y unidades de programación de adquisición, declararán dichos contratos bilaterales con sus unidades de programación de venta en dichos sistemas eléctricos, que no podrán ser unidades genéricas.

Regla 29. Entrega física de la energía negociada a plazo

La energía negociada a plazo, cuya liquidación por entrega física sea solicitada por su titular, podrá ser integrada en el mercado diario de producción, en especial la que provenga de las entidades contempladas en el Convenio internacional relativo a la constitución de un mercado ibérico de la energía eléctrica.

29.1 Definición de Unidad de Contratación a Plazo (UCP).

Las unidades de contratación a plazo (UCP) son unidades de liquidación en el mercado a plazo para posibilitar la liquidación por entrega física.

Las unidades de contratación a plazo tendrán las siguientes características:

a) Cada UCP pertenecerá únicamente a un agente de liquidación física del mercado de contratación a plazo y a un agente de mercado diario.

b) Los agentes del mercado diario deberán comunicar al operador del mercado diario la composición de cada UCP, detallando las unidades ofertantes que la componen y por los medios establecidos al efecto.

c) Una UCP podrá contener cualquiera de las unidades de venta y/o unidades de adquisición del mercado diario, excepto las unidades genéricas.

d) Cada unidad de venta o adquisición del mercado diario solo podrá estar incluida en una UCP.

e) Las energías recibidas como posiciones abiertas correspondientes a una UCP no podrán constituir una posición «antinatural». En tal caso será rechazada por el operador del mercado diario.

Se considerará que existe posición «antinatural» cuando la energía de la posición abierta de una UCP supere la suma de los máximos de las unidades de venta o la suma de los máximos de las unidades de adquisición que agrupe, con su signo correspondiente.

f) Las unidades de venta y/o de adquisición que agrupa cada UCP sólo podrán ser unidades ofertantes que serán liquidadas en el mercado diario al precio de la energía en España, o alternativamente, al precio en Portugal, no admitiéndose en la misma UCP ambos tipos de unidades.

29.2 Entrega de posiciones para su liquidación por entrega física del operador del mercado a plazo.

29.2.1 Período de envío.

El operador del mercado a plazo y el operador del mercado diario establecerán con una antelación mínima de seis meses el calendario de liquidación de posiciones a plazo, en el cual se indicará el día de envío de la información de cada subyacente. Lo anteriormente señalado se entiende sin perjuicio de que dicho calendario pueda ser alterado, como consecuencia de modificaciones en la situación de los mercados o del tipo de productos negociado en el mercado a Plazo.

Las posiciones abiertas serán enviadas por OMIP/OMIClear antes de la hora fijada en el Sistema de Información del Operador del Mercado Diario que nunca distará menos de dos días del de entrega del subyacente. Dentro de un día la hora límite para el envío de las posiciones abiertas serán las 17:30 horas.

Las horas indicadas corresponden a la Hora Central Europea (CET).

29.2.2 Validaciones y respuesta.

El operador del mercado diario validará las posiciones a plazo abiertas, agente/UCP, de acuerdo con los siguientes puntos:

a) El operador del mercado a plazo únicamente enviará las posiciones para entrega física correspondientes a contratos a plazo registrados en dicho operador.

b) Posteriormente se comprobará que el agente y la UCP corresponden a agentes y UCP existentes y vigentes en el momento de la comunicación y el periodo de entrega física, y que la UCP corresponde al agente.

c) Finalmente se comprobará que las cantidades de entrega física correspondientes están dentro de los límites de la UCP. En caso de no ser así se considerará que la posición comunicada es antinatural, y será rechazada.

29.3 Efectos de reenvío de información. Anulación de desagregaciones de los agentes previamente enviados.

El operador del mercado a plazo podrá realizar nuevos envíos de información alterando la información de posiciones abiertas ya enviadas en el caso en que detecte que se ha producido una violación de las reglas del mercado a plazo. La remisión de la alteración de una posición previamente enviada por el operador del mercado a plazo únicamente podrá ser realizada hasta el cierre del periodo de recepción de ofertas del mercado diario. En dicho supuesto se anularán las desagregaciones correspondientes a las posiciones alteradas que hayan realizado los agentes hasta ese momento.

29.4 Recepción de desagregaciones de las posiciones abiertas de los agentes.

Los agentes desagregarán las energías de cada UCP en las unidades ofertantes de venta o adquisición asociadas a la misma, respetando las limitaciones establecidas en las presentes reglas.

29.4.1 Período de envío.

Los agentes podrán enviar las desagregaciones de las energías de las UCP desde el cierre del periodo de envío de las correspondientes posiciones abiertas por el operador del mercado a plazo hasta el cierre del periodo de recepción de ofertas del mercado diario.

El agente dispondrá de la opción de desagregación por defecto para aquellas UCP que sólo contengan una unidad ofertante. Para aquellos agentes que utilicen esta opción, las desagregaciones se calcularán automáticamente, de acuerdo a la regla establecida, no siendo necesario su envío.

29.4.2 Contenido.

Los agentes enviarán la información de las desagregaciones en valores horarios, pudiendo realizar en un mismo envío las desagregaciones de todas sus unidades de contratación a plazo.

Además, los agentes podrán realizar en un mismo envío las desagregaciones de las energías de las unidades de contratación para diferentes días futuros, para aquellos días que el operador del mercado diario disponga de la información de las posiciones abiertas comunicadas por el operador del mercado a plazo.

29.4.3 Desagregaciones por defecto.

Las desagregaciones por defecto son aquellas que se calcularán automáticamente y de acuerdo a los siguientes puntos:

a) Solo podrán ser utilizadas por aquellas UCP que sólo contengan una única unidad ofertante.

b) En el caso en el que posteriormente desee incluir una nueva unidad ofertante en esa misma UCP, deberá eliminar primeramente la opción de desagregación por defecto. En caso contrario no se dará de alta la nueva relación UCP/unidad ofertante.

c) El agente mediante el Sistema de Información del Operador de Mercado podrá elegir la opción de que se aplique la desagregación por defecto o no y su fecha de vigencia.

d) El agente deberá comunicar un límite máximo en MWh por el que acepta que se le realice la desagregación por defecto. En caso de que el valor de la posición abierta enviada por OMIP/OMIClear sea superior a dicho límite, se desagregará únicamente hasta el límite puesto por el agente.

e) El agente deberá comunicar el precio de la oferta de desagregación por defecto al mercado diario que el operador del mercado realizará en su nombre.

f) El agente podrá actualizar el precio al que se realiza la oferta en su nombre. Una vez la solicitud haya sido aprobada, este precio será tenido en cuenta para la próxima generación de oferta en su nombre que se realizará en la próxima integración de las posiciones abiertas.

g) Cada vez que se reciban las posiciones abiertas de OMIP/OMIClear se procederá a desagregar automáticamente aquellas que hayan elegido la opción de «desagregación por defecto».

h) Una vez comenzado el periodo de recepción de desagregaciones, el agente podrá realizar actualizaciones o la anulación de dicha información, del mismo modo que si se hubiera realizado una desagregación normal.

29.4.4 Validaciones en la recepción y respuesta.

El operador del mercado diario validará las desagregaciones de las posiciones abiertas a plazo de acuerdo con los siguientes puntos:

a) En primer lugar, se comprobará que el agente que realiza el envío de desagregaciones no está suspendido o excluido del mercado a plazo, según la información recibida del operador del mercado a plazo, ni se encuentra suspendido ni dado de baja en el mercado diario.

b) Posteriormente, se comprobará que las unidades UCP y unidades ofertantes de venta o adquisición del mercado diario en que se desagregan las posiciones abiertas, corresponden a unidades del agente, existentes y vigentes para la fecha que se está desagregando.

c) Se comprobará que las unidades ofertantes están asociadas a la UCP para la fecha que se está desagregando.

d) Se comprobará que las energías desagregadas para cada unidad ofertante son coherentes con la información de máximos y potencias disponibles de que dispone el operador del mercado diario en el momento de la recepción de las desagregaciones.

e) Se verificará que la desagregación de la energía de la posición abierta de una UCP para un periodo horario se realiza bien en unidades de venta, o en unidades de adquisición, según sea la posición abierta de la UCP de venta o de adquisición.

En caso de no superarse las validaciones relativas al agente, será rechazada toda la información de desagregaciones con el correspondiente mensaje de aviso.

En caso de no superarse las validaciones relativas a unidades ofertantes y unidades UCP, será rechazada toda la información de desagregación de aquella UCP que no cumpla las validaciones con el correspondiente mensaje de aviso.

29.4.5 Actualización de información.

La información de desagregaciones podrá ser sustituida mediante la comunicación de una nueva información de desagregaciones para una UCP. En caso de cumplir con las validaciones establecidas, la nueva información sustituirá a todos los efectos a la anterior información. En caso de no cumplirse las validaciones establecidas, se mantendrá como válida la anterior información disponible que previamente fue aceptada como válida.

El agente podrá comunicar la anulación de una información comunicada de desagregación de una UCP para un día concreto. En este caso, toda la información de esa UCP, incluidos envíos anteriormente aceptados como válidos, será considerada como no válida.

29.4.6 Creación de ofertas provenientes de las posiciones abiertas en el mercado plazo.

Las desagregaciones en unidades de venta o adquisición de las posiciones abiertas provenientes del mercado a plazo con liquidación por entrega física, enviadas por los agentes y que hayan resultado válidas, serán consideradas en el proceso de casación del mercado diario como ofertas simples al precio indicado. Como momento de alta de la desagregación, se considerará el de recepción de la información de desagregación por el agente.

Las desagregaciones en unidades de adquisición se considerarán a todos los efectos como ofertas simples al precio de compra indicado y las desagregaciones en unidades de venta se considerarán a todos los efectos como ofertas simples al precio de venta indicado.

29.5 Intercambio de información con el operador del mercado a plazo.

29.5.1 Información de datos estructurales.

El intercambio de información sobre los agentes tiene por objeto identificar y cualificar a los Agentes de liquidación física del mercado a plazo y las respectivas UCP con las que liquidan operaciones en el mercado diario de producción.

Con relación al envío de información entre OMIE y OMIP/OMIClear, este se realizará poniendo a disposición de la otra parte la información pertinente, teniendo la parte que la recibe la obligación de recogerla.

29.5.1.1 Admisión de un agente de liquidación por entrega física.

Todo agente del mercado de contratación a plazo que desee realizar la liquidación por entrega física de sus posiciones, deberá tener la condición de agente del mercado o tener suscrito un contrato con un agente liquidador físico del mercado a plazo, que tenga la condición agente del mercado.

Previamente a la aceptación como agente de liquidación física por OMIP/OMIClear, se realizarán los siguientes intercambios de información entre el operador del mercado a plazo y el operador del mercado diario:

a) El operador del mercado a plazo solicitará al operador del mercado diario la aceptación del agente de liquidación física.

b) El operador del mercado diario rechazará o aceptará al agente de liquidación física.

c) El operador del mercado a plazo aceptará la posibilidad de entrega física al agente, en caso de que el operador del mercado diario haya dado su aceptación.

29.5.1.2 Alta de Unidades de Contratación a Plazo (UCP).

Previamente a la aceptación de una UCP referente a la energía de un agente de liquidación física en el mercado diario, se realizarán los siguientes intercambios de información entre el operador del mercado a plazo y el operador del mercado diario:

a) El operador del mercado a plazo solicitará al operador del mercado diario la aceptación de la UCP indicando el nombre del agente, el código del mismo y el código de la UCP.

b) El operador del mercado diario aceptará la UCP, comunicando a OMIP/OMIClear en el siguiente día laborable el alta en su sistema de la UCP, indicando desde cuando está disponible.

c) El operador del mercado a plazo aceptará la UCP definitivamente y transmitirá la decisión al agente.

d) Ambos operadores podrán solicitar al otro operador el envío de la totalidad de la información actualizada de los pares de agentes/UCP válidos en ese momento.

29.5.1.3 Baja de un agente de liquidación física del operador del mercado a plazo.

Cuando se produzca una baja o salida de un agente de liquidación física del operador del mercado a plazo, este deberá comunicar la siguiente información al operador del mercado diario:

a) El operador de mercado a plazo informará al operador del mercado diario de la baja del agente y de las respectivas unidades de contratación a plazo.

b) El operador de mercado a plazo pondrá a disposición del operador del mercado diario la información que contendrá el nombre y código del agente y las respectivas UCP del agente.

29.5.1.4 Suspensión temporal de un agente del operador del mercado diario.

En caso de suspensión temporal de un agente del operador del mercado diario, el operador de mercado a plazo seguirá sus procedimientos y el operador del mercado diario rechazará las entregas físicas indicando la razón del rechazo.

29.5.1.5 Exclusión o baja de un agente del operador del mercado diario.

Cuando se produzca una baja o salida de un agente del operador del mercado diario, este deberá comunicar la siguiente información al operador del mercado a plazo:

a) El operador del mercado diario informará al operador del mercado a plazo de la baja del agente.

b) El operador del mercado a plazo retirará la posibilidad de entrega física al agente.

c) Por un periodo de hasta dos días laborables, se admitirá que al agente le sean rechazadas sus entregas físicas en el operador del mercado diario, del mismo modo que en el caso de suspensión temporal de un agente del operador del mercado diario.

29.5.2 Información general de los mercados.

El operador del mercado diario y el operador del mercado a plazo realizarán los siguientes intercambios de información:

a) La información pública que consideren relevante, teniendo en cuenta su disponibilidad en la web pública de cada mercado.

b) La información esencial, publicando un enlace a la web pública del otro mercado cuando los usuarios requieran información complementaria.

Regla 30. Procedimiento de casación del mercado diario

30.1 Elementos básicos del procedimiento de casación del mercado diario.

El operador del mercado realizará la casación de las ofertas de compra y venta de energía por medio del algoritmo denominado Euphemia. La descripción detallada del algoritmo será acordada por el operador del mercado, OMIE, con el resto de operadores del mercado europeos con los que haya firmado el acuerdo de cooperación para la realización de una casación única común entre diversos operadores de mercado europeos. Dicho documento acordado será publicado por el operador del mercado, OMIE, en su página web, y presentado por OMIE y por cada uno de los operadores del mercado a las entidades reguladoras nacionales o entidades responsables de la aprobación de las reglas del mercado en cada caso.

La producción de energía objeto de los contratos bilaterales en los que intervengan no serán incorporadas en el proceso de casación, ni tenidas en cuenta durante el proceso de casación para realizar la comprobación de máximos de venta o de gradiente de carga de la unidad de venta de que se trate.

El precio en cada periodo de programación en cada zona de oferta será el correspondiente al resultado del algoritmo Euphemia.

Previo a la realización del proceso de casación se realizarán las siguientes validaciones, para seleccionar las ofertas que se consideran en el proceso de casación, con la información remitida por los operadores del sistema sobre contratos bilaterales internacionales, sobre indisponibilidades, y con la información de las energías con notificación de derechos de capacidad y con asignación de derechos de capacidad, remitida antes del cierre del periodo de recepción de ofertas del mercado diario.

Validaciones de garantías del agente:

Una vez cerrado el periodo de recepción de ofertas a la sesión del mercado diario, se procederá a la validación, para cada agente, de todas las ofertas para comprobar que dichas ofertas disponen de garantías suficientes de acuerdo con su valoración.

A efectos de la valoración de las ofertas se sumará, en todas las horas, el valor máximo en cada hora del producto de cada tramo de precio, en valor absoluto, por la suma de la energía ofertada a un precio, en valor absoluto, superior o igual, excluyendo los tramos de precio negativo en ofertas de compra y los tramos a precio positivo en las ofertas de venta. Asimismo, se incluirán los impuestos y cuotas aplicables. Las ofertas de venta a precio positivo y las ofertas de compra a precio negativo tendrán una valoración de cero.

Se comprobará que el agente al que se va a liquidar dicha unidad de oferta dispone de las garantías suficientes para la oferta según su valoración. El agente al que se va a liquidar la unidad de oferta será único excepto que se trate de una unidad de oferta de propiedad compartida. En ese caso cada uno de los agentes titulares debe disponer de garantías suficientes para respaldar el porcentaje de la valoración de la oferta de su titularidad.

Se comparará el valor de la oferta con el balance de garantías excedentarias de los agentes correspondientes en el día al que aplica la oferta, con la mejor información disponible en el momento de cierre de recepción de ofertas.

En caso de disponer todos los agentes de garantías suficientes, la oferta será aceptada de forma provisional entrando en el proceso de casación. En caso contrario no será incorporada al proceso.

Por cada oferta incorporada al proceso de casación se anotará una reducción del balance de garantías excedentarias de los agentes correspondientes por el valor aplicable de dicha oferta según corresponda. Una vez se realice la liquidación, en lugar de dicha anotación figurarán los resultados de la facturación.

Validaciones a las ofertas presentadas al mercado diario:

En primer lugar, se validarán las ofertas normales o por defecto de las unidades con asignación de derechos de capacidad presentadas al mercado, en sentido inverso al orden de inserción, y en primer lugar las ofertas normales y posteriormente las de defecto.

La validación comprobará que, para la última oferta válida presentada, normal o por defecto, para cada unidad de venta o adquisición, que la energía del periodo de programación de la oferta, más la energía de la misma unidad y periodo de programación, ejecutada en contratos bilaterales internacionales, o notificación de uso de derechos de capacidad, previamente comunicados por los operadores del sistema y aceptados, no supera ninguno de los siguientes valores:

– La energía horaria máxima de la unidad en la base de datos del operador del mercado.

– La energía máxima disponible considerando las indisponibilidades vigentes.

En el caso de que no se supere ninguno de dichos valores, en ninguno de los periodos de programación, la oferta será aceptada para el proceso de casación. En el caso de que se supere alguno de dichos valores, en alguno de los periodos de programación, la oferta será rechazada en su totalidad.

En segundo lugar, se validarán las ofertas normales o por defecto, no validadas previamente, en sentido inverso al orden de inserción, y en primer lugar las ofertas normales y posteriormente las de defecto.

La validación comprobará que, para la última oferta válida presentada, normal o por defecto, para cada unidad de venta o adquisición, que la energía del periodo de programación de la oferta no supera ninguno de los siguientes valores:

– La energía horaria máxima de la unidad en la base de datos del operador del mercado.

– La energía máxima disponible considerando las indisponibilidades vigentes.

– Para las unidades de oferta genérica de venta la energía ofertada es inferior o igual al saldo comprador de la unidad de programación genérica en el mismo periodo de programación.

– Para las unidades de oferta genérica de compra la energía ofertada es inferior o igual al saldo vendedor de la unidad de programación genérica en el mismo periodo de programación.

En el caso de que no se supere ninguno de dichos valores, en ninguno de los periodos de programación, la oferta será aceptada para el proceso de casación. En el caso de que se supere alguno de dichos valores, en alguno de los periodos de programación, la oferta será rechazada en su totalidad.

Validación en el cierre de recepción de ofertas provenientes de las posiciones abiertas en el mercado a plazo y consideración de estas ofertas en el algoritmo de casación de mercado diario:

A efectos de validación de las energías desagregadas por los agentes en el instante del cierre de la recepción de ofertas serán consideradas como ofertas al mercado diario a precio indicado por el agente, y se considerará el momento de aceptación como el momento en que se recibe y se acepta la desagregación de la energía de las UCP.

A todos los efectos se considerará la información anterior en el proceso de validación por orden inverso de llegada, dándose prioridad a la información más reciente.

En el instante de la validación al cierre de recepción de ofertas solamente se rechazará la oferta proveniente de las posiciones abiertas correspondiente a la unidad de oferta que no supere las validaciones establecidas, manteniéndose el resto de la información para otras unidades de oferta correspondiente a la misma desagregación de forma independiente.

Las desagregaciones válidas de las posiciones abiertas del mercado a plazo con liquidación por entrega física serán consideradas como ofertas a precio indicado por el agente. La información de energía y precio de estas ofertas será tratada en el algoritmo de casación como información independiente de las ofertas de las unidades correspondientes enviadas por el agente para el mercado diario:

a) Las condiciones complejas que el agente hubiera podido incluir en la oferta enviada para el mercado diario no serán de aplicación a la energía correspondiente a las ofertas provenientes de posiciones abiertas en el mercado a plazo.

b) El proceso de casación para el mercado diario se realizará según lo indicado en la regla al efecto, tratando de forma independiente ambas ofertas de una misma unidad ofertante.

30.2 Procedimiento de casación.

El algoritmo de casación Euphemia busca la optimización del denominado «welfare», que corresponde a la suma para el conjunto de todos los periodos horarios del horizonte de programación del beneficio de las ofertas de compra, más el beneficio de las ofertas de venta, más la renta de congestión. Se entiende por beneficio de las ofertas de compra la diferencia entre el precio de la oferta de compra casada y el precio marginal recibido, y se entiende por beneficio de las ofertas de venta la diferencia entre el precio marginal recibido y el precio de oferta de venta casado.

El algoritmo Euphemia considera curvas agregadas en escalón, que corresponden con las curvas para las que el precio de inicio de aceptación de un tramo de energía y el precio de aceptación completa de dicho tramo de energía es coincidente, y con curvas agregadas interpoladas, que son aquellas que corresponden con curvas para las que el precio de inicio de aceptación de un tramo de energía y el precio de aceptación completa de dicho tramo de energía difieren al menos en el salto mínimo entre precios de oferta. Para el tratamiento de ambos tipos de curvas el algoritmo Euphemia realiza el proceso de casación con una precisión en los valores de precios y en los valores de energía, superior al límite de decimales establecido para la presentación de ofertas. Una vez realizado el proceso de casación se realiza para cada mercado el redondeo de los valores de energías y precios, a la precisión establecida en cada mercado. La precisión establecida para el mercado ibérico es de dos decimales para los precios, establecidos en euros por MWh, y de un decimal para las energías, establecidas en MWh.

El algoritmo Euphemia considera en cada mercado las condiciones de bloque o condiciones complejas específicas de dicho mercado, siendo las condiciones para las ofertas del mercado ibérico las establecidas en estas reglas.

El resultado del algoritmo Euphemia está limitado a las condiciones de intercambio establecidas en cada mercado entre las zonas de oferta. En este sentido el flujo neto entre las zonas de oferta internas al mercado ibérico (flujo entre España y Portugal) y las fronteras del sistema ibérico (flujo entre España y Francia, y flujo entre España y Marruecos), estarán limitadas a la capacidad disponible para el mercado comunicada por los operadores del sistema responsables de dicha comunicación.

El algoritmo Euphemia trata todas las ofertas simples como una única oferta, suma del conjunto de todas las ofertas simples de la zona de oferta. Una vez finalizado el proceso de casación, el operador del mercado procederá a la asignación de los tramos casados y no casados de las ofertas simples en cada zona de oferta.

Una vez realizado el proceso de casación de Euphemia, quedarán asignados los valores de los tramos de energía casados y no casados de todas las ofertas que han declarado alguna de las condiciones complejas, así como los valores de los tramos de energía casados y no casados por el conjunto de ofertas que no han declarado ninguna condición compleja.

Para la ejecución de la casación el algoritmo realizará las siguientes operaciones:

30.2.1 Establecimiento del orden de precedencia económica de las ofertas de venta y determinación de la curva de oferta de venta.

El operador del mercado establecerá, para cada periodo de programación del horizonte diario, el orden de precedencia económica de las ofertas de venta partiendo de la más barata, hasta llegar a la más cara necesaria para cubrir la demanda de energía en dicho periodo de programación. En el caso de que existan tramos de energía al mismo precio se ordenarán con los siguientes criterios:

– Fecha, hora, minuto y segundo de inserción en el Sistema de Información del Operador del Mercado de la oferta de menor a mayor.

– Volumen de energía del tramo de menor a mayor. En el caso de que la mencionada fecha, hora, minuto y segundo también coincida en ambas ofertas, estas serán ordenadas por la cantidad de energía en el tramo.

– Orden alfabético de menor a mayor. En caso de que la cantidad de energía también coincida se ordenarán por orden alfabético, y numérico en su caso, decreciente.

El operador del mercado determinará la curva agregada de oferta de venta añadiendo por orden ascendente el precio de las cantidades de energía ofertadas con independencia de la unidad de venta a la que dichas cantidades correspondan.

Para la ejecución del algoritmo de casación Euphemia se determinarán dos curvas agregadas de venta por cada zona de oferta:

– La primera curva agregada de ofertas de venta contendrá todos los tramos de todas las ofertas simples. La energía ofertada a un mismo precio estará agregada a dicho precio sin diferenciación. La curva no contendrá identificación de las unidades de oferta a las que corresponden.

– La segunda curva agregada de ofertas de venta contendrá todos los tramos del orden de precedencia económica que no están contenidos en la primera curva agregada de ofertas de venta, sin agregar la energía ofertada a un mismo precio, y con identificación de los tramos de oferta que pertenecen a la misma oferta. La curva no contendrá identificación de las unidades de oferta a las que corresponden.

30.2.2 Determinación de la curva de adquisición.

El operador del mercado establecerá para cada periodo de programación de un horizonte diario, el orden de precedencia económica de las ofertas de compra partiendo de la más cara, hasta llegar a la más barata en dicho periodo de programación. En el caso de que existan tramos de energía al mismo precio se ordenarán con los siguientes criterios:

– Fecha, hora, minuto y segundo de inserción en el Sistema de Información del Operador del Mercado de la oferta de menor a mayor.

– Volumen de energía del tramo de menor a mayor. En el caso de que la mencionada fecha, hora, minuto y segundo también coincida en ambas ofertas, estas serán ordenadas por la cantidad de energía en el tramo.

– Orden alfabético de menor a mayor. En caso de que la cantidad de energía también coincida se ordenarán por orden alfabético, y numérico en su caso, decreciente.

El operador del mercado determinará la curva agregada de oferta de compra añadiendo por orden descendente el precio de las cantidades de energía ofertadas con independencia de la unidad de compra a la que dichas cantidades correspondan.

Para la ejecución del algoritmo de casación Euphemia se determinará una curva agregada de ofertas de compra por cada zona de oferta, que contendrá todos los tramos de todas las ofertas de compra. La energía ofertada a un mismo precio estará agregada a dicho precio sin diferenciación. La curva no contendrá identificación de las unidades de oferta a las que corresponden.

30.3 Tratamiento de las ofertas con la condición compleja de ingresos mínimos.

El algoritmo Euphemia realiza el proceso de casación con una precisión superior a los dos decimales establecidos para los precios de las ofertas en el mercado ibérico y una precisión superior a un decimal establecida para las energías de las ofertas en el mercado ibérico.

Si bien el algoritmo Euphemia considera las condiciones complejas establecidas en estas reglas, debiendo cumplir los requerimientos que establecen dichas condiciones, la comprobación del cumplimiento de la condición compleja de ingresos mínimos se realizará con el valor de los precios y energías utilizados en el proceso de casación antes del redondeo, pudiendo por tanto resultar casada una oferta, siendo el valor suma del término fijo más el término variable multiplicado por la energía final casada una vez realizado el redondeo, inferior a la suma de la multiplicación de la energía casada una vez realizado el redondeo, por el precio marginal horario una vez realizado el redondeo.

30.4 Tratamiento de las ofertas con la condición compleja de gradientes.

En la aplicación de la condición compleja de gradientes de carga, un tramo de energía ofertado a un precio superior al marginal podrá resultar casado, si con la aceptación de dicho tramo de oferta se permite una casación de energía mayor en los periodos de programación adyacentes, tal que se obtenga una solución con un welfare mayor, cumpliendo el resto de condiciones del algoritmo.

30.5 Recasación del mercado diario ibérico.

Una vez realizado el proceso de casación del mercado diario, y una vez confirmado el resultado por OMIE así como por todos los operadores de mercado que realizan la casación acoplados al mercado ibérico, los resultados de los flujos por la interconexión Francia-España y los precios, denominados precios finales, serán firmes.

Si posteriormente a la publicación del Programa Diario Base de Casación (PDBC), se observase en tiempo útil un error en el proceso de casación, el operador del mercado ibérico procederá, una vez consultados los operadores del sistema español y portugués, a repetir el proceso de casación de forma desacoplada del resto de mercados Europeo, manteniendo el flujo en la interconexión entre España y Francia resultado del proceso de casación previo. Como resultado de la recasación se obtendrá un nuevo resultado completo de la casación del mercado diario Ibérico, que sustituirá al resultado previo, siendo este al que aplique el proceso de liquidaciones, salvo en lo indicado a continuación. A efectos de la valoración económica del flujo en la interconexión con Francia, así como a efectos del cálculo de la renta de congestión en dicha interconexión, se tomarán el precio del sistema español denominado precio final, que corresponde a la casación común confirmada por los operadores del mercado Europeo.

30.6 Reapertura de recepción de ofertas a la sesión del mercado diario.

Si una vez realizada la casación del mercado diario en alguna hora el precio de casaciónexcede alguno de los umbrales de precios establecidos en el anexo 2 para el caso de Segunda Casación (o «Second Auction» en lengua inglesa) en cualquiera de las zonas de precios del mercado ibérico, o se produjese alguna de las situaciones contempladas en los procedimientos locales de alguno de los operadores del mercado, tal que se reabra la recepción de ofertas a la sesión del mercado diario en el ámbito de operación de dicho operador del mercado, dado que dicha apertura implica un nuevo proceso de casación para todos los mercados, el operador del mercado ibérico podrá abrir el periodo de recepción de ofertas a dicha sesión del mercado diario para todos los agentes del mercado ibérico, durante un periodo de tiempo coherente con la reapertura del proceso de recepción de ofertas en el resto de mercados. El operador del mercado ibérico informará a todos los agentes, mediante un mensaje en la web de agentes, de los horarios de reapertura de la sesión y del motivo de dicha reapertura.

Igualmente, cuando se produzca alguna de las situaciones contempladas en los procedimientos comunes de desarrollo del proceso de casación del mercado diario que lleve a una situación de desacoplamiento parcial o total de alguna de las zonas de precio interconectadas, el operador del mercado ibérico podrá abrir el periodo de recepción de ofertas a la sesión del mercado diario para todos los agentes del mercado ibérico, durante un periodo de tiempo coherente con los procedimientos comunes de desarrollo de la casación. El operador del mercado ibérico informará a todos los agentes, mediante un mensaje en la web de agentes, de los horarios de reapertura de la sesión y del motivo de dicha reapertura.

Regla 31. Resultado de la casación del mercado diario

Una vez realizado el proceso de casación de Euphemia, quedarán asignados los valores de los tramos de energía casados y no casados de todas las ofertas que han declarado alguna de las condiciones complejas de gradientes, ingresos mínimos y parada programada, así como los valores de los tramos de energía casados y no casados por el conjunto de ofertas que no han declarado ninguna de las citadas condiciones complejas.

En el caso de unidades de oferta de propiedad compartida, las energías casadas serán asignadas a cada copropietario proporcionalmente a la diferencia entre la energía total de la unidad casada en el mercado diario más la energía comprometida en todos los contratos bilaterales multiplicada por los porcentajes de propiedad y la información sobre la energía asignada al copropietario que va a estar comprometida en contratos bilaterales.

En los casos en que la energía casada en el mercado diario más las declaradas a asignar a cada agente superen la energía máxima disponible o bien la energía declarada a asignar a un agente supere la que le corresponde según su porcentaje de propiedad de la energía del previsible PDBF no se tendrá en cuenta ninguna de las declaraciones y por tanto se utilizarán los porcentajes de propiedad sobre la unidad de cada uno de los agentes.

Regla 32. Cálculo del programa resultante de la casación del mercado diario

El operador del mercado pondrá a disposición de los agentes el contenido del programa resultante de casación correspondiente a sus unidades de venta o adquisición en los términos establecidos en estas reglas.

El operador del mercado pondrá a disposición de los operadores del sistema el contenido del programa resultante de casación que corresponda, asignando previamente a una unidad de oferta genérica los valores correspondientes a la unidad de oferta genérica de venta y los valores correspondientes a la unidad de oferta genérica de compra, con su signo. La unidad de oferta genérica tendrá valores positivos y negativos, según sea venta o compra, y servirá exclusivamente para poner a disposición de los operadores del sistema el resultado de la casación.

32.1 Establecimiento del orden de precedencia económica de las ofertas casadas en el resultado de la casación.

El operador del mercado establecerá el orden de precedencia de las ofertas casadas, casadas parcialmente y no casadas, tomando como base los tramos de energía ofertados y sus precios, sin considerar ninguna condición compleja de las ofertas. Dicho orden tendrá las consideraciones siguientes:

– En caso de que dos tramos de oferta tengan el mismo precio, éstos se ordenarán por orden decreciente de fecha, hora, minuto y segundo de inserción en el Sistema de Información del Operador del Mercado.

– En el caso de que la mencionada fecha, hora, minuto y segundo también coincida en ambas ofertas, estás se ordenarán de mayor a menor cantidad de energía en el tramo.

– En caso de que la cantidad de energía también coincida se ordenarán por orden alfabético, y numérico en su caso, decreciente.

Regla 33. Información del proceso de aceptación, verificación de ofertas y del resultado de la casación del mercado diario

Como consecuencia de los procesos de aceptación, verificación de ofertas y del resultado de la casación del mercado diario el operador del mercado generará la siguiente información, la cual será puesta a disposición según se describe:

a) Información del proceso de aceptación y verificación de ofertas

– El resultado de la aceptación o no y verificación tanto en la inserción de la oferta como en la validación previa a la casación, será puesto a disposición del agente del mercado con las razones de su exclusión en los términos establecidos en las presentes reglas cuando así lo solicite. Dicha información estará disponible en el momento en que se genere.

– Ofertas válidas de las unidades de adquisición o de venta que hubieran sido presentadas a la sesión.

Se pondrá a disposición de los operadores del sistema con la confidencialidad correspondiente y de los agentes del mercado respetando la confidencialidad establecida en las presentes reglas, después de la realización de la casación de cada mercado diario, el conjunto de ofertas válidas de venta y compra presentadas a cada una de las sesiones del mercado diario.

b) Información del resultado de la casación del mercado diario

– Precios resultado de la casación.

Se generarán como resultado del proceso de casación y serán públicos y además serán puestos a disposición de los agentes del mercado y de los operadores del sistema, siendo publicados después de su generación.

El operador del mercado diario pondrá a disposición del operador del mercado a plazo antes de transcurridas dos horas desde el cierre del mercado diario los precios y los volúmenes de contratación negociados en cada hora en el mercado diario para el día siguiente.

– Programa resultado de la casación.

Se generará el Programa Diario Base de Casación (PDBC) como resultado del proceso de casación del mercado diario y será puesto a disposición de los agentes del mercado con la confidencialidad establecida en las presentes reglas y de los operadores del sistema con la confidencialidad correspondiente inmediatamente después de su generación.

– El orden de precedencia económica.

Se generará como resultado del proceso de casación del mercado diario y será puesto a disposición de los operadores del sistema con la confidencialidad correspondiente, inmediatamente después de su generación.

– Curvas agregadas de oferta y demanda.

Para cada conjunto de zonas de oferta que tengan el mismo precio se generará como resultado del proceso de casación de cada uno de los periodos de programación del mercado diario las curvas agregadas de venta y compra, y serán públicos, siendo además puesto a disposición de los agentes del mercado con la confidencialidad establecida en las presentes reglas y publicadas después de su generación.

– Ocupación de cada una de las interconexiones internacionales por hora con indicación de la capacidad comercial máxima de importación y exportación por cada interconexión, la capacidad ocupada en cada sentido e interconexión, la capacidad ocupada por declaración de derechos de uso de capacidad y la capacidad libre en cada sentido e interconexión. Se generará como resultado del proceso de casación de cada uno de los periodos de programación del mercado diario y serán públicos.

– Resultado del proceso de entrega física.

El operador del mercado diario pondrá a disposición del operador del mercado a plazo el resultado del proceso de entrega física, existiendo tres posibilidades:

a) Que las ofertas hayan sido casadas.

b) Que las ofertas hayan sido casadas parcialmente.

c) Que las ofertas hayan sido rechazadas antes de la casación del mercado diario por no ser conformes a las reglas del mercado o por no haberse recibido del agente la desagregación correspondiente.

Regla 34. Situaciones excepcionales

A los efectos de lo establecido en estas reglas son situaciones excepcionales aquéllas que determinen una imposibilidad de llevar a cabo de forma adecuada el proceso de presentación y aceptación de ofertas o el proceso de casación.

Las situaciones a que se refiere el apartado anterior pueden ser consecuencia, a título enunciativo, de alguno o algunos de los siguientes supuestos:

a) Insuficiencia de oferta de venta de energía eléctrica para atender la demanda.

En tal caso el operador del mercado establecerá el orden de precedencia de las ofertas de venta disponibles remitiendo a los operadores del sistema con la confidencialidad correspondiente dicho orden con déficit para los periodos de programación en que dicha insuficiencia de oferta se produzca.

b) Imposibilidad de realizar, antes de la hora límite establecida, el proceso casación con el algoritmo Euphemia para el conjunto de mercados.

En caso de alcanzarse la hora límite establecida para el desacoplamiento de todos los mercados se realizará la casación del mercado ibérico de forma desacoplada considerando la capacidad en el mercado con el sistema francés nula.

c) Fuerza mayor.

c.1 Si esta fuera previsible, pero inevitable, el operador del mercado realizará casaciones anticipadas ampliando, para ello, el horizonte diario de programación para incluir en el mismo los periodos de programación en que la situación excepcional de fuerza mayor persistiese. Si la fuerza mayor fuere imprevisible, el operador del mercado podrá determinar la casación utilizando el algoritmo histórico del Sistema de Información del Operador del Mercado con las adaptaciones necesarias en las ofertas de venta y compra presentadas por los agentes para la utilización de dicho algoritmo. En caso necesario podrá realizar la casación sobre la base de datos históricos.

c.2 Si es debida a averías en los equipos informáticos, mal funcionamiento de aplicaciones informáticas o de comunicaciones del operador del mercado o del sistema de acoplamiento de mercados europeo que impidan el correcto funcionamiento de los mismos. El operador del mercado podrá arbitrar medidas de igual contenido a las del punto c.1) anterior.

d) Imposibilidad de determinación de la casación como consecuencia de las condiciones técnicas y económicas de las ofertas complejas. El operador del mercado podrá arbitrar medidas de igual contenido a las del punto c.1) anterior.

Si la imposibilidad de determinación de la casación subsiste, el operador del mercado procederá a determinar la casación utilizando el algoritmo histórico denominado SIOM con las adaptaciones necesarias en las ofertas de venta y compra presentadas por los agentes para la utilización de dicho algoritmo. En caso necesario podrá realizar la casación sobre la base de datos históricos.

Regla 35. Liquidación del mercado diario

El operador del mercado determinará la liquidación de la energía para cada agente que participe en el mercado diario de producción de energía eléctrica y en cada periodo de programación, por cada unidad de adquisición, unidad de venta. Asimismo, el operador del mercado determinará la liquidación del flujo de energía en la interconexión entre España y Francia y de la renta de congestión que se genere en las distintas interconexiones del sistema eléctrico español.

35.1 Determinación de la retribución correspondiente a los vendedores como resultado de la liquidación del mercado diario.

Los vendedores que operen en el mercado diario percibirán por cada unidad de venta y para cada periodo de programación en el que el precio marginal sea positivo, una retribución que incorporará el precio marginal en el mercado diario de cada periodo de programación de la zona de oferta en la que se encuentre situada la unidad.

Los vendedores que operen en el mercado diario satisfarán, por cada unidad de venta y para cada periodo de programación en el que el precio marginal sea negativo, un pago que incorporará el precio marginal en el mercado diario de cada periodo de programación de la zona de oferta en la que se encuentre situada la unidad.

El operador del mercado realizará la liquidación diaria de la energía eléctrica para cada vendedor que participe en el mercado diario por cada unidad de venta que haya sido incorporada en el programa resultante de la casación en cada periodo de programación.

Para realizar las antedichas liquidaciones, el operador del mercado practicará las correspondientes anotaciones en cuenta en el registro que llevará a tales efectos por cada unidad de venta.

35.2 Precios a considerar en la determinación del precio de la adquisición de energía eléctrica en el mercado diario.

Los compradores que operen en el mercado diario satisfarán, por la energía eléctrica adquirida incorporada en el programa resultante de la casación y para cada periodo de programación en el que el precio marginal sea positivo, un pago que incorporará el precio marginal en el mercado diario de cada periodo de programación de la zona de oferta, en la que se encuentre la unidad de adquisición.

Los compradores que operen en el mercado diario percibirán, por la energía eléctrica adquirida incorporada en el programa resultante de la casación y para cada periodo de programación en el que el precio marginal sea negativo, una retribución que incorporará el precio marginal en el mercado diario de cada periodo de programación de la zona de oferta, en la que se encuentre la unidad de adquisición.

35.3 Derechos de cobro en el mercado diario.

El vendedor cuyas ofertas de venta hayan resultado casadas en la sesión de contratación del mercado diario e incorporadas al programa resultante de la casación, tendrá un derecho de cobro, que se calculará como el producto de la energía cuya producción se asigne en cada periodo de programación en el que el precio marginal sea positivo, a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena, por el precio marginal fijado para el mismo y para la zona de oferta en la que se encuentre situada la unidad. A estos efectos se considera que las unidades de venta a las cuales se les practicará la liquidación de la energía importada por España desde Francia, como resultado de la casación, se encuentran situadas en la zona de oferta española. Los titulares de dichas unidades de oferta serán los operadores del mercado designados en Francia o entidades habilitadas por éstos para practicar dicha liquidación.

El derecho de cobro del vendedor para cada unidad de oferta de venta en la hora h será:

DCPBC(up,h,z) = EPBC(up,h,z) * PMH(h,z)

Siendo:

DCPBC (up,h,z): Derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de producción up, situada en la zona de oferta z, en la hora h.

EPBC (up,h,z): Energía asignada a la unidad de venta, up, situada en la zona de oferta z, en la hora h, en el mercado diario (PDBC).

PMH (h,z): Precio marginal horario positivo correspondiente a la hora h en el mercado diario (PDBC) en la zona de oferta z. En caso de realizarse una nueva casación de acuerdo con la Regla de «Recasación del Mercado Diario Ibérico» el precio a considerar será el correspondiente a dicha recasación, salvo para los intercambios de energía entre España y Francia que se liquidarán al precio de la zona de oferta española correspondiente al resultado final de la casación confirmado por los operadores del mercado.

El comprador cuyas ofertas de compra hayan resultado casadas en la sesión de contratación del mercado diario e incorporadas al programa resultante de la casación tendrá un derecho de cobro, que se calculará como el producto de la energía eléctrica cuya adquisición se asigne en cada periodo de programación en el que el precio marginal sea negativo, a la unidad de adquisición de la que sea titular, o bien no de su titularidad pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena, por el precio marginal fijado para el mismo para la zona de oferta en la que se encuentre situada la unidad. A estos efectos se considera que las unidades de adquisición a las cuales se les practicará la liquidación de la energía exportada por España a Francia, como resultado de la casación, se encuentran situadas en la zona de oferta española. Los titulares de dichas unidades de oferta serán los operadores del mercado designados en Francia o entidades habilitadas por éstos para practicar dicha liquidación.

El derecho de cobro del comprador para cada unidad de oferta de compra en la hora h será:

DCPBC(ua,h,z) = EPBC(ua,h,z) * PMH(h,z)

Siendo:

DCPBC (ua,h,z): Derecho de cobro del comprador por la energía correspondiente a la unidad de adquisición ua, situada en la zona de oferta z, en la hora h.

EPBC (ua,h,z): Energía asignada a la unidad de oferta de compra ua, situada en la zona de oferta z, en la hora h en el mercado diario (PDBC).

PMH (h,z): Precio marginal horario negativo correspondiente a la hora h en el mercado diario (PDBC) en la zona de oferta z correspondiente al resultado final de la casación. En caso de realizarse una nueva casación de acuerdo con la Regla de «Recasación del Mercado Ibérico» el precio a considerar será el correspondiente a dicha casación, salvo para los intercambios de energía entre España y Francia que se liquidarán al precio de la zona de oferta española correspondiente al resultado final de la casación confirmado por los operadores del mercado.

35.4 Obligaciones de pago en el mercado diario.

El comprador cuyas ofertas de compra hayan resultado casadas en la sesión de contratación del mercado diario e incorporadas al programa resultante de la casación tendrá una obligación de pago en cada periodo de programación en el que el precio marginal sea positivo, que se calculará como el producto de la energía eléctrica cuya adquisición se asigne en cada periodo de programación a la unidad de adquisición de la que sea titular, o bien no de su titularidad pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena, por el precio marginal fijado para el mismo para la zona de oferta en la que se encuentre situada la unidad. A estos efectos se considera que las unidades de adquisición a las cuales se les practicará la liquidación de la energía exportada por España a Francia, como resultado de la casación, se encuentran situadas en la zona de oferta española. Los titulares de dichas unidades de oferta serán los operadores del mercado designados en Francia o entidades habilitadas por éstos para practicar dicha liquidación.

La obligación del comprador para cada unidad de oferta de compra en la hora h será:

OPPBC(ua,h,z) = EPBC(ua,h,z) * PMH(h,z)

Siendo:

OPPBC (ua,h,z): Obligación de pago del comprador por la energía correspondiente a la unidad de adquisición ua, situada en la zona de oferta z, en la hora h.

EPBC (ua,h,z): Energía asignada a la unidad de oferta de compra ua, situada en la zona de oferta z, en la hora h en el mercado diario (PDBC).

PMH (h,z): Precio marginal horario positivo correspondiente a la hora h en el mercado diario (PDBC) en la zona de oferta z correspondiente al resultado final de la casación. En caso de realizarse una nueva casación de acuerdo con la Regla de «Recasación del Mercado Ibérico» el precio a considerar será el correspondiente a dicha casación, salvo para los intercambios de energía entre España y Francia que se liquidarán al precio de la zona de oferta española correspondiente al resultado final de la casación confirmado por los operadores del mercado.

El vendedor cuyas ofertas de venta hayan resultado casadas en la sesión de contratación del mercado diario e incorporadas al programa resultante de la casación, tendrá una obligación de pago, que se calculará como el producto de la energía cuya producción se asigne en cada periodo de programación en el que el precio marginal sea negativo, a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena, por el precio marginal fijado para el mismo y para la zona de oferta en la que se encuentre situada la unidad. A estos efectos se considera que las unidades de venta a las cuales se les practicará la liquidación de la energía importada por España desde Francia, como resultado de la casación, se encuentran situadas en la zona de oferta española. Los titulares de dichas unidades de oferta serán los operadores del mercado designados en Francia o entidades habilitadas por éstos para practicar dicha liquidación.

La obligación de pago del vendedor para cada unidad de oferta de venta en la hora h será:

OPPBC(up,h,z) = EPBC(up,h,z) * PMH(h,z)

Siendo:

OPPBC (up,h,z): Obligación de pago del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de producción up, situada en la zona de oferta z, en la hora h.

EPBC (up,h,z): Energía asignada a la unidad de venta, up, situada en la zona de oferta z, en la hora h, en el mercado diario (PDBC).

PMH (h,z): Precio marginal horario negativo correspondiente a la hora h en el mercado diario (PDBC) en la zona de oferta z. En caso de realizarse una nueva casación de acuerdo con la Regla de «Recasación del Mercado Diario Ibérico» el precio a considerar será el correspondiente a dicha recasación, salvo para los intercambios de energía entre España y Francia que se liquidarán al precio de la zona de oferta española correspondiente al resultado final de la casación confirmado por los operadores del mercado.

35.5 Ingresos en el mercado diario por el proceso de separación de mercados.

La liquidación del mercado diario, tras la aplicación del proceso de separación de mercados en cada interconexión, dará lugar a unos ingresos denominados «renta de congestión» que se calcularán como el producto de la capacidad de intercambio efectivamente utilizada en el marco del proceso de separación de mercados en cada periodo de programación por la diferencia de los precios marginales fijados para el mismo en cada una de las zonas de oferta situadas a ambos lados de la interconexión.

35.5.1 Renta de congestión en el mercado diario en la interconexión entre España y Portugal.

La renta de congestión que se genere en la interconexión entre España y Portugal se repartirá a partes iguales entre el operador del sistema eléctrico español y portugués.

Se anotará por lo tanto, a cada operador del sistema un derecho de cobro en cuenta en la hora h como:

DCPBCPTES_CI(h) = 0,5 * abs(EPBCPTES(h)) * abs(PMH(h,z₁)-PMH(h,z₂))

Siendo:

DCPBCPTES_CI (h): Derecho de cobro en la hora h, en el mercado diario, anotado en cuenta a los operadores del sistema español y portugués, por la aplicación del proceso de separación de mercados entre las dos zonas de oferta, española y portuguesa.

EPBCPTES (h): Capacidad de intercambio efectivamente utilizada en el marco del proceso de separación de mercados en la hora h entre la zona de oferta española y portuguesa.

z1,z₂: Subíndices que se refieren a las zonas de oferta española y portuguesa respectivamente.

35.5.2 Renta de congestión en el mercado diario en la interconexión entre España y Francia

La renta de congestión que se genere en la interconexión entre España y Francia se repartirá a partes iguales entre el operador del sistema eléctrico español y francés.

Se anotará una obligación de pago al sistema eléctrico francés, en la hora h como:

OPPBCFRES_CI(h) = 0,5 * abs(EPBCFRES(h)) * abs(PMH(h,z₁)-PMH(h,z₃))

Se anotará un derecho de cobro en cuenta al operador del sistema eléctrico español en la hora h como:

DCPBCFRES_CI(h) = 0,5 * abs(EPBCFRES(h)) * abs(PMH(h,z₁)-PMH(h,z₃))

Asimismo, en caso de realizarse una nueva casación de acuerdo con la Regla de «Recasación del mercado diario ibérico» se practicarán las siguientes anotaciones en cuenta al operador del sistema eléctrico español en la hora h:

– Si PMH’(h,z₁)>PMH(h,z₁)>PMH(h,z₃) ó PMH’(h,z₁)<PMH(h,z₁)<PMH(h,z₃)

DCPBCFRESAJ_CI(h) = abs(EPBCFRES(h)) * abs(PMH’(h,z₁) - PMH(h,z₁))

– Si PMH(h,z₁) > PMH(h,z₃) y PMH(h,z₁) > PMH’(h,z₁)

ó PMH(h,z₁) < PMH(h,z₃) y PMH(h,z₁) < PMH’(h,z₁)

OPPBCFRESAJ_CI(h) = abs(EPBCFRES(h)) * abs(PMH’(h,z₁) - PMH(h,z₁))

Siendo:

DCPBCFRES_CI(h): Derecho de cobro en la hora h, en el mercado diario, anotado en cuenta al operador del sistema español, por la aplicación del proceso de separación de mercados entre las dos zonas de oferta, española y francesa.

OPPBCFRES_CI(h): Obligación de pago en la hora h, en el mercado diario, al sistema francés, por la aplicación del proceso de separación de mercados entre las dos zonas de oferta, española y francesa.

DCPBCFRESAJ_CI(h): Derecho de cobro en la hora h, en el mercado diario, anotado en cuenta al operador del sistema español como ajuste consecuencia de la recasación del mercado diario ibérico y del proceso de separación de mercados entre las dos zonas de oferta, española y francesa.

OPPBCFRESAJ_CI(h): Obligación de pago en la hora h, en el mercado diario, anotado en cuenta al operador del sistema español como ajuste consecuencia de la recasación del mercado diario ibérico y del proceso de separación de mercados entre las dos zonas de oferta, española y francesa.

EPBCFRES (h): Capacidad de intercambio efectivamente utilizada en el marco del proceso de separación de mercados en la hora h entre la zona de oferta española y francesa.

PMH’ (h,z): Precio marginal horario correspondiente a la hora h en el mercado diario (PDBC) en la zona de oferta z resultado de la casación recogida en la Regla de «Recasación del mercado diario ibérico».

z1, z₃: Subíndices que se refieren a las zonas de oferta española y francesa respectivamente.

35.6 Publicación de los resultados de la liquidación del mercado diario.

De acuerdo con las normas generales de confidencialidad establecidas en estas reglas, tras cada sesión del mercado diario el operador del mercado pondrá a disposición de los agentes del mercado, a través de sus sistemas de información, los resultados sobre los derechos de cobro y las obligaciones de pago derivados de dicho mercado, para el horizonte diario de programación correspondiente a cada sesión de contratación.

Las anotaciones correspondientes a cada sesión de contratación serán provisionales si:

(a) La casación correspondiente fuera provisional de acuerdo con la Regla de «Secuencia de operaciones del mercado diario».

(b) La existencia de reclamaciones pendientes respecto del desarrollo de alguna sesión de contratación del mercado.

(c) Apareciesen, a posteriori, valores erróneos en la liquidación.

Estas anotaciones devendrán definitivas cuando no concurra ninguna de las circunstancias anteriores, salvo en el caso de que por alguno de dichos motivos fuera necesario realizar una nueva liquidación, en cuyo caso las nuevas anotaciones serán definitivas cuando no concurra ningún motivo de provisionalidad entre los citados en los párrafos anteriores.

CAPÍTULO SÉPTIMO

Programas recibidos con posterioridad al mercado diario

Regla 36. Programa diario base de funcionamiento

Los operadores del sistema pondrán a disposición del operador del mercado antes de la hora límite establecida en las presentes reglas, el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), así como las comunicaciones de declaraciones de contratos bilaterales a efectos del cumplimiento de la legislación vigente en cuanto a la confirmación del cumpliendo de la presentación de ofertas al mercado diario. El operador del mercado pondrá a disposición de los agentes dicha información, así como la conversión de dicha información en unidades de oferta.

Regla 37. Programa diario viable

Los operadores del sistema pondrán a disposición del operador del mercado antes de 15 minutos del cierre de la primera sesión del mercado intradiario de subastas el Programa Diario Viable definitivo (PDVD), a efectos de la realización de las validaciones a las ofertas del mercado intradiario de subastas. El operador del mercado pondrá a disposición de los agentes dicha información, así como la conversión de dicha información en unidades de oferta necesaria para las validaciones y la realización del proceso de casación.

En todo caso, el Programa Diario Viable Definitivo (PDVD) resultado del proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF deberá ser recibido por el operador del mercado con una antelación, en situación de operación normal, no inferior a quince minutos antes del cierre de la primera sesión de subasta del mercado intradiario de forma que los agentes de mercado puedan actualizar, si procede, las ofertas previamente presentadas a la subasta, pudiendo estas ser validadas definitivamente al cierre del periodo de recepción de ofertas.

En la situación excepcional en la que el operador del mercado reciba el PDVD de los operadores del sistema con posterioridad a la hora límite establecida, el periodo de recepción de ofertas se prolongará, para permitir a los agentes disponer de quince minutos para que verifiquen y actualicen en consecuencia sus ofertas, sin perjuicio de lo establecido en la Regla «Secuencia de operaciones de los mercados intradiarios».

CAPÍTULO OCTAVO

Mercado intradiario de subastas

Regla 38. Objeto y conceptos básicos del mercado intradiario de subastas

Los mercados intradiarios tienen por objeto atender la venta y la adquisición de energía en las siguientes horas al cierre del mercado diario, con posterioridad a haberse fijado el Programa Diario Viable definitivo (PDVD).

El mercado intradiario de subastas se estructura en sesiones de acuerdo con las siguientes reglas:

a) Determinado un programa diario viable, se podrán realizar casaciones de sesiones de subastas del mercado intradiario para los periodos de programación incluidos en dicho programa diario viable y, en su caso, en el anterior en curso de ejecución.

b) Cada sesión de mercado intradiario podrá tener como objeto uno o varios periodos de programación, siempre que éstos tengan programa diario viable publicado con antelación al cierre de dicha sesión.

c) Cada periodo de programación podrá ser objeto de sesiones de subastas sucesivas de mercado intradiario.

d) No se podrán incluir en sesiones de subastas del mercado intradiario periodos de programación para los que no exista programa diario viable publicado.

e) El momento inicial de presentación de ofertas de compra y venta en el mercado intradiario de subastas, y el plazo de presentación de las mismas, será el determinado en estas reglas de funcionamiento y deberá asegurar que cualquier periodo de programación con programa diario viable publicado, sea objeto al menos, de una sesión de subastas de mercado intradiario.

Las sesiones del mercado intradiario de subastas se establecerán conforme al anexo I, podrán ser modificadas a propuesta del operador del mercado y previa autorización del regulador competente.

Regla 39. Ofertas al mercado intradiario de subastas

39.1 Objeto y contenido de las ofertas de compra y venta.

Las ofertas de compra y venta pueden ser simples o complejas, en razón de su contenido. Se denominan ofertas complejas a las ofertas simples que declaran adicionalmente a la oferta simple alguna de las condiciones complejas establecidas en las presentes reglas.

Podrán presentarse varias ofertas de venta y/o compra para un mismo periodo de programación y una misma unidad de venta o adquisición que serán tratadas de forma independiente.

El operador del mercado asignará en cada periodo de programación a la unidad de oferta genérica de venta el saldo vendedor de la unidad de programación genérica y a la unidad de oferta genérica de adquisición el saldo comprador de la unidad de programación genérica, del Programa Diario Viable definitivo (PDVD) en el caso de la primera sesión y del Programa Horario Final (PHF) de la sesión previa para el resto de sesiones.

En las horas del horizonte de cada mercado intradiario que sea la última vez que se negocian los agentes que en el Programa Horario Final (PHF) anterior a la sesión del intradiario dispongan de programa en las unidades de oferta genérica de venta o adquisición, deberán deshacerse del mismo mediante la presentación de las correspondientes ofertas simples.

39.1.1 Ofertas simples.

Son las presentadas para uno o varios periodos de programación con expresión de un precio y de una cantidad de energía, pudiendo existir para cada periodo de programación objeto de oferta hasta un máximo de cinco tramos para una misma oferta, con un diferente precio para cada uno de dichos tramos. Las ofertas simples no incluyen ninguna condición adicional que deba ser tenida en cuenta en la casación.

39.1.2 Ofertas complejas.

Son las que, cumpliendo con los requisitos exigidos para las ofertas simples, incorporan al menos alguna de las condiciones que se relacionan en los apartados siguientes.

Las limitaciones derivadas del tratamiento de las ofertas complejas presentadas en el mercado intradiario sólo afectarán a las energías incluidas en dichas ofertas, y no a las energías asignadas previamente en el programa viable y en las sesiones anteriores del mercado intradiario.

39.1.2.1 Condiciones complejas comunes a las ofertas de venta y adquisición.

39.1.2.1.1 Condición de variación de capacidad de producción o de energía previamente adquirida, o condición de gradiente de carga.

Los vendedores y compradores podrán incorporar esta condición al conjunto de las ofertas que los titulares de las unidades de venta o de adquisición presenten por cada una de ellas. La condición de gradiente de carga consiste en establecer una variación máxima de capacidad de producción o de energía adquirida, entre dos periodos de programación consecutivos.

Esta condición se expresará en MW/minuto de subida o de bajada, o de arranque o parada, y su inclusión en el proceso de casación se realizará de acuerdo con lo señalado en Regla de «Comprobación de la condición de gradiente de carga durante el proceso de casación simple condicionada». Como valor a tener en cuenta en la casación, se elegirá aquél introducido en la oferta de menor número identificativo correspondiente a la unidad.

El resultado de la casación estará, en todo caso, limitado por la capacidad máxima y mínima de producción o adquisición de bombeo, o por el total de energía previamente asignada en el programa viable y las sesiones previas del mercado intradiario a dicha unidad de venta o de adquisición, respectivamente. Esta condición habrá de respetar en todo caso la variación lineal de manera continua de la producción de la unidad de venta, o de la energía adquirida por la unidad de adquisición, en cada uno de los periodos de programación.

39.1.2.1.2 Condición de aceptación completa en la casación del tramo primero de la oferta.

Los vendedores y compradores pueden incluir en las ofertas que presenten por cada unidad de venta o de adquisición, la condición de que, en caso de no resultar totalmente casado el tramo primero de su oferta, esta oferta sea eliminada.

39.1.2.1.3 Condición de aceptación completa en cada hora en la casación del tramo primero de la oferta.

Los vendedores y compradores pueden incluir en las ofertas que presenten por cada unidad de venta o de adquisición, la condición de que, en caso de no resultar totalmente casado el tramo primero de su oferta en una hora, serán eliminados de la casación todos los tramos de la oferta correspondiente a dicha hora, permaneciendo el resto de la oferta válida.

39.1.2.1.4 Condición de mínimo número de horas consecutivas de aceptación completa del tramo primero de la oferta.

Los vendedores y compradores pueden incluir en las ofertas que presenten por cada unidad de venta o de adquisición, la condición de que, en caso de no resultar casado completamente en el horizonte de casación el tramo primero de su oferta durante el número consecutivo de horas especificado en la misma, esta oferta sea eliminada.

39.1.2.1.5 Condición de energía máxima.

La condición de energía máxima es aquella por cuya virtud la aceptación por el operador del mercado de una oferta (de compra o venta) para el horizonte de programación determina, si la oferta resulta casada, lo sea, por un volumen de energía total, inferior o igual al indicado por el titular en su oferta, y nunca por un volumen superior.

39.1.2.2 Condiciones complejas de las ofertas de venta.

39.1.2.2.1 Condición de ingresos mínimos.

Los vendedores pueden incluir como condición en cada oferta de venta que presenten por una unidad de venta o de adquisición, que dicha oferta sólo se entiende presentada a los efectos de la casación si obtiene unos ingresos mínimos que se expresarán como una cantidad fija en euros, sin decimales y, como una cantidad variable expresada en euros por MWh, con un máximo de dos decimales.

La condición de ingresos mínimos no podrá ser utilizada en aquellas ofertas de venta en que más del 50% de la energía sea ofertada a precio igual o menor que cero.

No se permitirán valores negativos en el término fijo ni en el término variable en la condición de ingresos mínimos.

39.1.2.3 Condiciones complejas de las ofertas de compra.

39.1.2.3.1 Condición de pagos máximos.

Los compradores pueden incluir como condición en cada oferta de compra que presenten por una unidad de venta o de adquisición, que dicha oferta sólo se entiende presentada a los efectos de la casación, si produce como consecuencia de su aceptación unos pagos menores que el máximo, que se expresarán como una cantidad fija en euros, sin decimales y, como una cantidad variable expresada en euros por MWh, con un máximo de dos decimales.

No se permitirán valores negativos en el término fijo ni en el término variable en la condición de pagos máximos.

39.2 Formato para la presentación de ofertas de compra o venta.

Las ofertas deberán tener la forma que se establece a continuación, en relación con el contenido de las mismas:

a) Código de la unidad de venta o de adquisición.

b) Número de oferta. Número de oferta para la misma unidad de oferta.

c) Descripción de la oferta. Campo alfanumérico que no utiliza el algoritmo.

d) Clase de oferta: compra o venta.

e) Unidad monetaria: Euro.

f) Tipo de ajuste según los códigos definidos en el sistema de información del Operador del Mercado.

g) Condiciones económicas, condición de ingreso mínimo para las ofertas de venta por la unidad de venta o adquisición, o condición de pago máximo para las ofertas de compra por la unidad de venta o adquisición, que se expresará por medio de los dos valores siguientes:

– Término fijo (TF) para un mismo horizonte de programación, fijado en euros, sin que puedan incluirse decimales.

– Término variable (TV), que permanecerá constante para un mismo horizonte de programación, fijado en euros por MWh, pudiéndose incluir dos cifras decimales.

Si no se declara ningún valor o se declara un valor igual a cero (0), significa que la oferta no incorpora el término fijo y/o el término variable correspondiente de esta condición. En ningún caso se podrán declarar valores de precio negativo ni el término fijo ni el término variable.

h) Gradiente de parada, arranque, subida y bajada (MW/minuto, con un máximo de un decimal). Si no se declara ningún valor o se declara un valor igual a cero (0), significa que la oferta no incorpora el gradiente correspondiente.

i) Mínimo técnico (MW con un máximo de decimales igual al establecido en la unidad de contratación). Si no se declara ningún valor o se declara un valor igual a cero (0), significa que la oferta no incorpora el mínimo técnico.

j) Indicador del requerimiento de aceptación completa del tramo primero de la oferta de venta (S/N).

k) Energía máxima admisible por la oferta en MWh con un máximo de un decimal. Si no se declara ningún valor o se declara un valor igual a cero (0), significa que la oferta no incorpora esta condición.

l) Indicador del requerimiento de aceptación completa en cada hora del tramo primero de la oferta (S/N).

m) Número mínimo de horas consecutivas requeridas con el tramo primero de la oferta casado en su totalidad. Si no se declara ningún valor o se declara un valor igual a cero (0), significa que la oferta no incorpora esta condición.

Por cada tramo y periodo de programación:

Fecha que cubre la oferta.

Hora que cubre la oferta.

Número de tramo de la oferta.

Cantidad de energía en MWh con un máximo un decimal.

Precio ofertado en euros por MWh, con un máximo de dos decimales.

39.3 Información recibida de los operadores del sistema: indisponibilidades, capacidades comerciales de las interconexiones internacionales, limitaciones a la posibilidad de ofertar.

La presentación de ofertas de compra y venta está sometida a las siguientes limitaciones.

La suma de las energías asignadas por unidad de oferta en el programa acumulado hasta ese momento, junto a la ofertada, será validada contra los límites de energías superior e inferior de que disponga el Sistema de Información del Operador del Mercado. La oferta será aceptada de forma provisional, aun en el caso de no cumplir con la validación anterior, informando al agente responsable de la unidad de oferta del resultado de esta verificación.

La oferta será validada de nuevo en el momento de cierre de recepción de ofertas de la sesión, teniendo en cuenta indisponibilidades, limitaciones y la energía acumulada en el Programa Diario Viable definitivo (PDVD), las sesiones de subastas previas y rondas de mercado continuo hasta el momento de cierre de recepción de ofertas de la sesión, para cada uno de los periodos incluidos en la oferta.

Si la validación de la oferta, teniendo en consideración indisponibilidades y limitaciones, da como resultado unos valores de energía fuera de los límites superior o inferior de que disponga el Sistema de Información del Operador del Mercado en alguno de los periodos ofertados, la oferta será rechazada.

Sin perjuicio de lo anterior, las posteriores informaciones enviadas por los operadores del sistema al Sistema de Información del Operador del Mercado sobre indisponibilidades, recibidas en el sistema de información del operador del mercado hasta cinco minutos antes de la hora de cierre de la sesión serán tenidas en cuenta durante el proceso de casación.

39.3.1 Definición e incorporación de la información sobre indisponibilidades.

La información sobre indisponibilidades enviada por los operadores del sistema al Sistema de Información del Operador del Mercado se realizará a través de este y contendrá siempre para cada sistema todas las indisponibilidades que el operador del sistema correspondiente ha confirmado de cualquiera de las unidades físicas en el momento de su envío. Las indisponibilidades se enviarán por unidad física. En consecuencia, el operador del mercado considerará que todas las unidades no incluidas en la última información recibida del operador del sistema correspondiente están disponibles.

La información sobre indisponibilidades se incorporará en el Sistema de Información del Operador del Mercado, en el momento de recepción en el Sistema de Información del Operador del Mercado, siendo la hora límite de incorporación a efectos de casación cinco minutos antes de la hora de cierre de la sesión.

39.3.2 Definición e incorporación de la información sobre limitaciones a la posibilidad de ofertar.

La información sobre limitaciones enviada por los operadores del sistema al operador del mercado contendrá siempre, para cada sistema, todas las limitaciones que el operador del sistema correspondiente impone a la posibilidad de ofertar en las sesiones de subastas del mercado intradiario de cualquiera de las unidades de venta o adquisición, en el momento del envío de la información. A efectos de la recepción de ofertas y proceso de casación se tendrá en cuenta exclusivamente la información recibida por unidad de venta o adquisición.

En el caso de la primera sesión de subasta del mercado intradiario, las limitaciones unitarias podrán incorporarse durante el periodo de recepción de ofertas, siempre comunicadas previamente a la publicación del PDVD correspondiente. Para el resto de sesiones de subastas distintas de la primera sesión, la información sobre limitaciones unitarias se incorporará al Sistema de Información del Operador del Mercado en el momento de recepción en el Sistema de Información del Operador del Mercado, excepto durante el periodo de recepción de ofertas de dichas sesiones de subastas (si se reciben durante este periodo, no se incorporarán), realizándose finalmente la incorporación cuando el Programa Horario Final (PHF) de la sesión sea firme. Sólo se utilizarán las limitaciones a la posibilidad de ofertar que están dentro del horizonte de programación de la siguiente sesión del mercado intradiario de subastas.

En caso de existir indisponibilidades de unidades de producción o de adquisición, dichas unidades estarán exentas del cumplimiento de la limitación por la cantidad de energía indisponible.

39.3.3 Definición e incorporación de la información sobre capacidades comerciales de las interconexiones internacionales.

La información sobre capacidades de importación y exportación enviada por los operadores del sistema, al Sistema de Información del Operador del Mercado, se realizarán a través de este y contendrá la información sobre capacidad máxima de importación y exportación en frontera, en cada hora, con cada una las interconexiones del sistema eléctrico español que tengan una limitación máxima. En consecuencia, el operador del mercado considerará que todas las interconexiones y sentido de flujo no incluidos en la última información recibida de los operadores del sistema tendrá valor cero.

La información sobre capacidades se incorporará en el Sistema de Información del Operador del Mercado, en el momento de recepción en el Sistema de Información del Operador del Mercado, siendo la hora límite de incorporación a efectos de casación de las sesiones de mercado intradiario, de 20 minutos previos a la hora de cierre de recepción de ofertas a la sesión del mercado intradiario de subastas.

39.4 Verificación de las ofertas.

Las ofertas de compra y venta serán verificadas por el Operador del Mercado, como condición previa a su posterior posible aceptación, de acuerdo con lo siguiente:

39.4.1 Verificaciones comunes a las ofertas de compra y venta.

39.4.1.1 Verificación del estado de la sesión.

El operador del mercado verificará en el momento de recepción de la oferta en su sistema informático, conforme a la hora de recepción disponible en dicho sistema informático, que esta hora de recepción es posterior a la apertura de la sesión en el caso del mercado intradiario de subastas y anterior al momento de finalización del periodo de aceptación de ofertas. En el caso de presentación de ofertas por fichero. si este ha comenzado a recibirse en el Sistema de Información de Operador del Mercado antes de la hora límite de recepción de ofertas y el formato del fichero es correcto, se realizará el proceso de validación de todas las ofertas incluidas en dicho fichero considerando a efectos de control de la hora límite de presentación de ofertas la hora de inicio de recepción del fichero, insertándose cada oferta con el resultado de la validación con la fecha y hora de finalización de la validación.

39.4.1.2 Verificaciones del agente.

El operador del mercado comprobará, en el momento de la presentación de la oferta que el agente:

– Está dado de alta en el sistema del operador del mercado, siendo agente del mercado y no está suspendido por los operadores del sistema como sujeto del sistema eléctrico.

– Está habilitado para presentar ofertas para la unidad de venta o adquisición. Serán rechazadas todas las ofertas del agente que presente ofertas para unidades de venta o adquisición para las que no esté habilitado.

39.4.1.3 Verificación de la unidad de venta o de adquisición.

El operador del mercado comprobará en el momento de la presentación de la oferta de compra o venta, que las instalaciones o puntos de suministro que integran la unidad de venta o de adquisición, respectivamente, por la que se presenta dicha oferta, están dados de alta en el Sistema de Información del Operador del Mercado y autorizados a ofertar en los periodos de programación para los cuales se presenta la oferta.

El operador del mercado comprobará en el momento de la presentación de la oferta de compra o venta, que la unidad de venta o de adquisición por la que presenta oferta está habilitada para participar en las sesiones intradiarias y pertenece al agente.

39.4.1.4 Verificación de la adecuación de los datos de la oferta de compra o venta con la información contenida en el sistema de información del operador del mercado en cuanto a la condición de variación de la capacidad de producción.

El operador del mercado comprobará, en el momento de la presentación de la oferta, que la máxima diferencia entre la producción de energía eléctrica que en la casación del mercado intradiario de subastas puede aceptarse a dicha unidad de venta en dos horas consecutivas, es inferior o igual que la que podría suministrar como máximo la unidad de venta, conforme a los datos registrados en el Sistema de Información del Operador del Mercado.

39.4.1.5 Verificación de la adecuación de los datos de la oferta con la información de que dispone el operador del mercado enviada por los operadores del sistema.

El operador del mercado comprobará, antes de la posible aceptación de la misma, que la energía eléctrica ofertada respeta las limitaciones unitarias correspondientes a la unidad de oferta puestas a disposición del operador del mercado por los operadores del sistema al inicio de la sesión, de acuerdo a la Regla de «Limitaciones a la posibilidad de ofertar» y las reglas específicas según el tipo de oferta de verificación de energía máxima a ofertar en un periodo de programación. La oferta será aceptada de forma provisional, aun en el caso de no cumplir con la validación anterior, informando al agente responsable de la unidad de oferta del resultado de esta verificación.

El operador del mercado repetirá dicha verificación al cierre de la sesión intradiaria para todas las ofertas de compra y venta aceptadas de forma provisional durante la sesión, teniendo en cuenta además las posibles energías casadas en cada periodo hasta ese momento en el mercado intradiario continuo, siendo definitivamente rechazadas o consideradas como válidas para el proceso de casación.

39.4.1.6 Verificación de la adecuación de la oferta con condición de energía máxima.

El operador del mercado verificará en el momento de la inserción de la oferta que la oferta con condición de energía máxima:

– No incorpora la condición de gradiente de carga.

– Es la única oferta presentada para la unidad de venta o adquisición.

39.4.1.7 Verificación de los periodos ofertados.

El operador del mercado verificará en el momento de la inserción de la oferta que los periodos ofertados deben estar comprendidas en el horizonte de casación de la sesión del mercado intradiario para la que se validan las ofertas.

39.4.2 Verificaciones específicas de las ofertas de venta.

39.4.2.1 Verificación de la adecuación de los precios.

El operador del mercado verificará en el momento de la inserción de la oferta que:

– Los precios de las energías expresados en las ofertas no son superiores a los límites de precios máximos, ni inferiores a los límites de precios mínimos indicados en el anexo 2.

– Los precios de las energías expresados en las ofertas no son superiores ni inferiores a los umbrales de notificación de precios indicados en el anexo 2. En caso de ser superados los correspondientes umbrales, el operador del mercado informará al agente en su respuesta a la inserción de dicha oferta, que la oferta supera en alguna hora los umbrales de notificación de precios máximo o mínimo establecidos para el mercado al que se está ofertando. Esta comprobación y respuesta tendrá carácter informativo para el agente, y será emitida por el operador del mercado sin perjuicio de cualquier otra validación o respuesta que pudiera realizarse sobre la misma oferta.

– Los tramos incluidos en las ofertas de venta en cada hora deben tener precios estrictamente crecientes con el número de tramo. Se permiten tramos intermedios vacíos dentro de cada hora, sin precio y sin energía, pero no con energía cero.

39.4.2.2 Verificaciones de la energía máxima a ofertar en un periodo de programación.

El operador del mercado comprobará la adecuación de los datos de la oferta con la información contenida en el Sistema de Información del Operador del Mercado. La energía máxima a ofertar en un periodo de programación:

Para una oferta de venta de una unidad de venta presentada a una sesión, se validará de forma provisional que la energía ofertada en total para cada hora en esa oferta, más el programa de la unidad previamente casado en cada hora en sesiones y rondas del mercado intradiario continuo previas o en el PDVD para la primera sesión del mercado intradiario o en su defecto el PDBF, en caso de no haber sido recibido en ese instante el PDVD, para unidades de venta no supere alguno de los valores siguientes:

– La energía máxima de la unidad en la base de datos del operador de mercado.

– La energía máxima disponible considerando las indisponibilidades vigentes.

– La energía limitada por las limitaciones unitarias comunicadas por los operadores del sistema previamente a la apertura de la sesión del mercado intradiario, excepto para la primera sesión de subasta intradiaria, comunicadas previamente a la publicación del PDVD correspondiente.

La oferta será aceptada de forma provisional, aun en el caso de no cumplir con la validación anterior, informando al agente responsable de la unidad de oferta del resultado de esta verificación.

El operador del mercado repetirá dicha verificación al cierre de la sesión intradiaria para todas las ofertas de venta aceptadas de forma provisional durante la sesión, teniendo en cuenta además las posibles energías casadas en cada periodo hasta ese momento en el mercado intradiario continuo y considerando siempre el PDVD para la primera sesión, siendo definitivamente rechazadas o consideradas como válidas para el proceso de casación.

Para una oferta de venta de unidades de adquisición, presentada a una sesión del mercado intradiario se validará de forma provisional que el programa de la unidad previamente casado en cada hora en sesiones y rondas del mercado intradiario continuo previas o en el PDVD para la primera sesión del mercado intradiario o en su defecto el PDBF, en caso de no haber sido recibido en ese instante el PDVD, menos la energía ofertada en total para cada hora en esa oferta, es superior al mínimo entre la energía limitada por las limitaciones unitarias comunicadas por los operadores del sistema previamente a la apertura de la sesión del mercado intradiario o la energía disponible considerando las indisponibilidades vigentes.

La oferta será aceptada de forma provisional, aun en el caso de no cumplir con la validación anterior, informando al agente responsable de la unidad de oferta del resultado de esta verificación.

El operador del mercado repetirá dicha verificación al cierre de la sesión intradiaria para todas las ofertas de venta aceptadas de forma provisional durante la sesión, teniendo en cuenta además las posibles energías casadas en cada periodo hasta ese momento en el mercado intradiario continuo y considerando siempre el PDVD para la primera sesión, siendo definitivamente rechazadas o consideradas como válidas para el proceso de casación.

39.4.2.3 Verificación de la adecuación de los datos de la condición de ingresos mínimos para las ofertas de venta.

El operador del mercado verificará en el momento de la inserción de la oferta que la oferta de venta no incorpora la condición de ingresos mínimos en el caso de que más del 50 % de la energía haya sido ofertada a precio inferior o igual cero.

No se permitirán valores negativos en el término fijo ni en el término variable en la condición de ingresos mínimos.

39.4.3 Verificaciones específicas de las ofertas de adquisición.

39.4.3.1 Verificación de la adecuación de los precios.

El operador del mercado verificará en el momento de la inserción de la oferta que:

– Los precios de las energías expresados en las ofertas no son superiores a los límites de precios máximos, ni inferiores a los límites de precios mínimos indicados en el anexo 2.

– Los precios de las energías expresados en las ofertas no son superiores ni inferiores a los umbrales de notificación de precios indicados en el anexo 2. En caso de ser superados los correspondientes umbrales, el operador del mercado informará al agente en su respuesta a la inserción de dicha oferta, que la oferta supera en alguna hora los umbrales de notificación de precios máximo o mínimo establecidos para el mercado al que se está ofertando. Esta comprobación y respuesta tendrá carácter informativo para el agente, y será emitida por el operador del mercado sin perjuicio de cualquier otra validación o respuesta que pudiera realizarse sobre la misma oferta.

– Los tramos incluidos en las ofertas de compra en cada hora deben tener precios estrictamente decrecientes con el número de tramo. Se permiten tramos intermedios vacíos dentro de cada hora, sin precio y sin energía, pero no con energía cero.

39.4.3.2 Verificaciones de la energía máxima a ofertar en un periodo de programación.

Para una oferta de compra de una unidad de adquisición presentada a una sesión, se validará de forma provisional que la energía ofertada en total para cada hora en esa oferta, más el programa de la unidad previamente casado en cada hora en sesiones y rondas del mercado intradiario continuo previas o en el PDVD o en su defecto el PDBF, en caso de no haber sido recibido en ese instante el PDVD, para la primera sesión del mercado intradiario, para unidades de adquisición no supere alguno de los valores siguientes:

– La energía máxima de la unidad en la base de datos del operador de mercado.

– La energía máxima disponible considerando las indisponibilidades vigentes.

– La energía limitada por las limitaciones unitarias comunicadas por los operadores del sistema previamente a la apertura de la sesión del mercado intradiario, excepto para la primera sesión de subasta intradiaria, comunicadas previamente a la publicación del PDVD correspondiente.

La oferta será aceptada de forma provisional, aun en el caso de no cumplir con la validación anterior, informando al agente responsable de la unidad de oferta del resultado de esta verificación.

El operador del mercado repetirá dicha verificación al cierre de la sesión intradiaria para todas las ofertas de compra aceptadas de forma provisional durante la sesión, teniendo en cuenta además las posibles energías casadas en cada periodo hasta ese momento en el mercado intradiario continuo y considerando siempre el PDVD para la primera sesión, siendo definitivamente rechazadas o consideradas como válidas para el proceso de casación.

Para una oferta de compra de unidades de venta, presentada a una sesión de subasta del mercado intradiario se validará de forma provisional que el programa de la unidad previamente casado en cada hora en sesiones y rondas del mercado intradiario continuo previas o en el PDVD para la primera sesión del mercado intradiario o en su defecto el PDBF, en caso de no haber sido recibido en ese instante el PDVD, menos la energía ofertada en total para cada hora en esa oferta, es superior al mínimo entre la energía limitada por las limitaciones unitarias comunicadas por los operadores del sistema previamente a la apertura de la sesión del mercado intradiario, o la energía disponible considerando las indisponibilidades vigentes.

La oferta será aceptada de forma provisional, aun en el caso de no cumplir con la validación anterior, informando al agente responsable de la unidad de oferta del resultado de esta verificación.

El operador del mercado repetirá dicha verificación al cierre de la sesión intradiaria para todas las ofertas de compra aceptadas de forma provisional durante la sesión y considerando siempre el PDVD para la primera sesión, teniendo en cuenta además las posibles energías casadas en cada periodo hasta ese momento en el mercado intradiario continuo, siendo definitivamente rechazadas o consideradas como válidas para el proceso de casación.

39.4.3.3 Verificación de la adecuación de los datos de la condición de pagos máximos para las ofertas de compra.

El operador del mercado verificará en el momento de la inserción de la oferta que la oferta de compra no incorpora la condición de pagos máximos en el caso de que más del 50 % de la energía haya sido ofertada al precio máximo de oferta.

No se permitirán valores negativos en el término fijo ni en el término variable en la condición de pagos máximos.

39.4.3.4 Verificación del cumplimiento de garantías.

El operador del mercado verificará en el momento de la inserción de la oferta que el agente al que se va a liquidar dicha unidad de oferta dispone de las garantías suficientes para la oferta de acuerdo con su valoración.

A efectos de la valoración de las ofertas se sumará, en todas las horas, el valor máximo en cada hora del producto de cada tramo de precio, en valor absoluto, por la suma de la energía ofertada a un precio, en valor absoluto, superior o igual, excluyendo los tramos de precio negativo en ofertas de compra y los tramos a precio positivo en las ofertas de venta. Asimismo, se incluirán los impuestos y cuotas aplicables. Las ofertas de venta a precio positivo y las ofertas de compra a precio negativo tendrán una valoración de cero.

El agente al que se va a liquidar la unidad de oferta será único excepto en el caso de una unidad de oferta de propiedad compartida. En ese caso cada uno de los agentes titulares deben disponer de garantías suficientes para respaldar el porcentaje de la valoración de la oferta de su titularidad.

Se comparará el valor de la oferta con el balance de garantías excedentarias de los agentes correspondientes en el día al que aplica la oferta, con la mejor información disponible en el momento de la inserción de ofertas. La oferta será aceptada de forma provisional, pero se informará al agente responsable de la unidad de oferta del resultado de esta verificación.

La oferta será validada de nuevo con el balance de garantías excedentarias en el día al que aplica la oferta, con la mejor información disponible en el momento de cierre de recepción de ofertas, no incorporándose al proceso de casación si alguno de los agentes no dispone de garantías suficientes.

Por cada oferta incorporada al proceso de casación se anotará una reducción del balance de garantías excedentarias de los agentes correspondientes por el valor aplicable de dicha oferta según corresponda. Una vez se realice la liquidación, en lugar de dicha anotación figurarán los resultados de la facturación.

39.5 Aceptación de las ofertas de compra y venta.

Las ofertas de compra o venta válidas presentadas por cada unidad de venta o adquisición devendrán firmes en el momento de finalización del periodo de aceptación de ofertas.

39.6 Efectos de la inclusión en la casación de las ofertas.

El agente participante en el mercado intradiario deberá aceptar el resultado de la casación en los términos establecidos en estas reglas.

Regla 40. Procedimiento de casación del mercado intradiario de subastas

40.1 Elementos básicos del procedimiento de casación en el mercado intradiario de subastas.

El operador del mercado realizará la casación de las ofertas de compra y venta de energía eléctrica por medio del método de casación simple, que es aquél que obtiene de manera independiente el precio marginal, así como el volumen de energía eléctrica que se acepta para cada comprador y vendedor para cada periodo de programación. Dicho método de casación simple se adaptará mediante aquellos algoritmos matemáticos necesarios para incluir en el procedimiento la posibilidad, de realizar ofertas complejas.

Sólo serán incluidas en el algoritmo de casación las características de las ofertas complejas contempladas en las presentes reglas. A los efectos de estas reglas de funcionamiento del mercado se entiende por algoritmo de casación al conjunto ordenado y finito de operaciones matemáticas que permite obtener en cada periodo de programación el precio marginal. Dicho precio se corresponde con el punto de corte de las curvas agregadas de venta y compra, salvo lo indicado en la regla en la que se especifican las condiciones de casación para el caso de separación de mercados.

La casación podrá realizarse por medio de un procedimiento simple o de un procedimiento complejo cuando concurran ofertas simples y complejas, de acuerdo con lo que se establece en esta regla. En todo caso, los criterios de asignación de energía eléctrica de venta o de adquisición, y de fijación del precio marginal en los casos de indeterminación, serán comunes para los procedimientos simple y complejo de casación.

40.2 Procedimiento de casación simple.

El operador del mercado obtendrá los precios marginales para cada uno de los periodos de programación del mismo horizonte de programación, y realizará el reparto de la energía eléctrica ofertada en cada periodo de programación entre las ofertas de compra y venta por medio de una casación simple compuesta por las siguientes operaciones:

a) Determinación de la curva de oferta de venta agregada de energía eléctrica añadiendo por orden de precio ascendente, las cantidades de energía eléctrica correspondientes a las ofertas de venta de energía, con independencia de la unidad de venta o adquisición a la que corresponden.

b) Determinación de la curva de adquisición agregada de energía eléctrica añadiendo por orden de precio descendente, las cantidades de energía eléctrica correspondientes a las ofertas de compra de energía, con independencia de la unidad de venta o adquisición a la que corresponden.

c) Determinación del punto de cruce de las curvas de oferta de compra y de venta agregadas y obtención para cada periodo de programación del precio marginal, correspondiente al punto de corte de las curvas agregadas de venta y compra, salvo lo indicado en la regla en la que se especifican las condiciones de casación para el caso de separación de mercados.

d) Asignación a cada vendedor, por cada oferta de venta de energía eléctrica que haya presentado en un mismo periodo de programación, de la energía eléctrica objeto de la oferta, siempre que el precio de dicha oferta de venta sea inferior o igual al precio marginal de la energía eléctrica para dicho periodo de programación y exista energía eléctrica suficiente demandada a dicho precio.

e) Asignación a cada comprador, por cada oferta de adquisición de energía eléctrica que haya presentado en un mismo periodo de programación, de la energía eléctrica a adquirir durante ese periodo de programación, siempre que el precio de dicha oferta de compra sea superior o igual al precio marginal de la energía eléctrica para dicho periodo de programación, y exista oferta de venta de energía eléctrica suficiente ofertada a dicho precio.

f) Al ser las curvas agregadas de venta y adquisición de energía eléctrica curvas discretas por escalones, el cruce de las mismas puede originar, dentro de alguno o algunos periodos de programación de un mismo horizonte de programación, una indeterminación en el reparto de la energía eléctrica, que pueda corresponder a determinadas ofertas de compra o venta de dicha energía eléctrica. En este supuesto y cuando el cruce de las curvas agregadas de oferta y de demanda de energía eléctrica se produzca en un tramo horizontal de cualquiera de ellas o de ambas, el operador del mercado procederá del modo siguiente:

– En el caso de exceso de oferta de venta de energía eléctrica, este exceso se deducirá proporcionalmente de las cantidades de energía que figuren en las ofertas de venta de los vendedores cuyo precio coincida con el precio marginal del periodo de programación de que se trate.

– En el caso de exceso de oferta de compra, este exceso se deducirá proporcionalmente de las cantidades de energía incorporadas en aquellas ofertas de compra de los compradores cuyo precio coincida con el precio marginal del periodo de programación de que se trate.

Para evitar descuadres debidos al redondeo tras la aplicación de las deducciones de energía en caso de exceso de oferta o demanda a precio marginal, se aplicará se aplicará el siguiente procedimiento:

1. Inicialmente, la energía total asignada tras el reparto que no corresponda con un valor entero del primer decimal se truncará al valor entero inferior de dicho decimal.

2. A continuación, se evalúa el descuadre D, producido (por diferencia con el total de la demanda aceptada en caso de que el reparto afecte a las ofertas de venta o con el total de la oferta asignada en caso de que el reparto afecte a ofertas de compra). El valor del descuadre indica el número de ofertas que deben incrementar su asignación en 0,1 MWh durante el periodo de programación para corregir el descuadre.

3. Finalmente se incrementa en 0,1 MWh la energía aceptada a un número D de ofertas que entraron en el reparto, eligiendo en primer lugar las que quedaron con un valor residual más elevado tras el truncamiento al valor entero inferior del primer decimal. Ante igualdad de este valor se elegirán las ofertas con mayor energía asignada. En caso de nueva igualdad, se elegirán las ofertas que hayan sido presentadas con anterioridad.

g) Si en el punto de intersección de las curvas agregadas de adquisición y venta, no coincidiesen los precios de la última unidad de energía aceptada de venta y adquisición, (lo que es equivalente a que las curvas agregadas de venta y adquisición de energía eléctrica coincidan o se crucen en un tramo vertical de la curva de venta) el precio se calculará, redondeando al alza, como el valor medio entre el precio superior y el precio inferior. El precio superior será el menor precio entre el menor precio de los tramos de adquisición casados y el menor precio de los tramos de venta no casados y no retirados con precio superior al precio del tramo de oferta de venta casado de mayor precio. El precio inferior será el mayor precio entre el mayor precio de los tramos de venta casados y el mayor precio de los tramos de compra no casados y no retirados con precio inferior al precio del tramo de compra casado de menor precio, pudiendo adoptarse un criterio diferente para el mercado intradiario si la experiencia así lo aconseja.

40.3 Procedimiento de casación cuando concurran ofertas de compra y venta y complejas.

Si concurren ofertas simples y complejas de compra y venta de energía eléctrica en un mismo horizonte de programación, el operador del mercado incorporará en el proceso de casación con ofertas simples las condiciones que integran las citadas ofertas complejas como se indica en los apartados siguientes.

40.3.1 Búsqueda de una primera solución válida.

Esta búsqueda tiene por objeto encontrar una solución que determine los precios marginales correspondientes a los periodos de programación del horizonte de programación y una asignación de energía eléctrica a cada una de las unidades de venta y adquisición que hayan presentado ofertas de compra y venta de energía eléctrica en el periodo de programación de que se trate, y que cumpla las condiciones derivadas de las ofertas complejas para el mercado intradiario de subastas.

Para ello el operador del mercado aplicará el método de casación simple descrito en la cláusula anterior, al que se le incorporará como condición la obtención de una solución que cumpla con la condición de gradiente de carga. A este método se le denominará casación simple condicionada.

Para incorporar el tratamiento de las condiciones derivadas de las ofertas complejas en la búsqueda de la primera solución válida, el proceso comprenderá los siguientes pasos:

1. Se seleccionan todas las ofertas que se han presentado en la sesión del mercado intradiario.

2. Se realiza una casación simple con todas las ofertas seleccionadas, incorporando la restricción de gradiente de carga y la condición de aceptación completa en cada hora del primer tramo.

3. Se comprueba si todas las ofertas asignadas en la casación simple cumplen la condición de aceptación completa del primer tramo.

4. Se seleccionan todas las ofertas que no cumplen dicha condición y se ordenan según se establece en la Regla de «Condición de aceptación completa del primer tramo», retirándose de la casación la última oferta. Con el conjunto de ofertas restante se repite el paso 2.

5. Cuando se ha comprobado que todas las ofertas aceptadas cumplen la condición de aceptación completa del primer tramo, se repiten los pasos 2 a 4 del proceso con las condiciones de mínimo número de horas consecutivas de aceptación completa del tramo primero energía máxima e ingresos mínimos/pagos máximos, sucesivamente.

40.3.1.1 Comprobación de la condición de gradiente de carga durante el proceso de casación simple condicionada.

40.3.1.1.1 Criterios generales.

La condición de gradiente de carga tiene por objeto la limitación de la asignación del volumen de carga correspondiente a una oferta de compra o venta de una unidad de venta o adquisición cuando la variación de energía entre dos periodos de programación consecutivos supera el valor declarado en la oferta.

A los efectos de esta regla se denomina energía agregada de una unidad de venta o adquisición a la suma de las energías asignadas en virtud del programa diario viable y mercados intradiarios previos a la sesión actual de dicho mercado más la energía asignada en el proceso de casación de la citada sesión actual del mercado intradiario.

También a los efectos de esta regla, se denomina:

– Potencia máxima: la menor entre la potencia máxima en el Sistema de Información del Operador del Mercado, la potencia máxima disponible y la potencia máxima limitada de manera unitaria por los operadores del sistema por criterios de seguridad.

– Potencia mínima: la mayor entre la potencia mínima en el Sistema de Información del Operador del Mercado, y la potencia mínima limitada de manera unitaria por los operadores del sistema por criterios de seguridad.

Los criterios fundamentales que se aplican en la comprobación de la condición de gradiente son los siguientes:

– La declaración de gradiente es opcional. Si no se declara ningún valor o se declara un valor igual a cero (0), significa que la oferta no incorpora esta condición.

– Se podrán utilizar dos conjuntos de gradientes para cada unidad de venta, de arranque/subida y de parada/bajada cuando la unidad incremente/reduzca su programa en dos periodos consecutivos.

– El incremento o reducción de la potencia durante cada hora se considerará siempre lineal.

– La comprobación de la condición se realizará analizando en primer lugar cada uno de los periodos de programación en sentido directo (es decir, comprobando cada periodo de programación en función de los datos correspondientes al periodo de programación anterior) y en segundo lugar en sentido inverso (es decir, comprobando cada periodo de programación en función de los datos correspondientes al periodo de programación posterior).

– Durante la comprobación de la condición de gradiente no se modifica ninguna asignación de energía realizada previamente en el mercado diario, sino solamente las ofertas que se presenten en la sesión del mercado intradiario.

– En todo caso el operador del mercado asignará al titular de una unidad de venta que incorpore a las ofertas de venta o compra la condición de gradiente, una cantidad de energía inferior a la expresada en una oferta de compra o de venta, que la que le hubiere correspondido de no haber incorporado dicha condición.

40.3.1.1.2 Procedimiento.

Siguiendo los criterios expuestos en los párrafos anteriores, para comprobar la condición de gradiente, el operador del mercado seguirá el siguiente procedimiento:

a) Comprobación de la condición de gradiente en sentido horario. (Directo).

– En primer lugar, se realiza la casación para la primera hora del horizonte utilizando todas las ofertas presentadas por cada unidad, de la cual se obtienen los valores horarios totales de energía para cada unidad en la hora 1 (E₁). En estos valores ya se ha contabilizado la energía asignada en el despacho anterior.

– A continuación, se calculan los valores de energía máxima (EM₁) y mínima (EN₁) admisibles para cada unidad en la hora 1. Para esta primera hora, EM₁ toma el valor de la potencia máxima para la unidad en la hora 1, y EN₁ toma el valor de la potencia mínima.

– Se comprueba para cada unidad si E₁ está entre los valores obtenidos para EM₁ y EN₁. En caso negativo, se comprueba si puede solucionarse este problema basándose en limitar las ofertas casadas a la unidad. Esto es:

• Si E₁ es mayor que EM₁, se comprueba si se han aceptado ofertas «a subir» (de adquisición o de venta) a la unidad. Si es así, se limitan estas ofertas de manera que, considerando que van a salir casadas las mismas ofertas «a bajar» (recompra o reventa) en esa hora, el nuevo valor de E1 no pueda superar EM₁.

• Si E₁ es menor que EN₁, se comprueba si se han aceptado por el algoritmo ofertas de venta o compra, para unidades de adquisición o venta respectivamente. Si es así, se limitan estas ofertas de manera que, considerando que van a salir casadas las mismas ofertas de venta o compra para unidades de venta o adquisición respectivamente, en esa hora, el nuevo valor de E1 no pueda ser inferior a EN₁.

La forma de realizar dichas limitaciones a las ofertas de una unidad será empezando por las más caras, en los casos de venta, y empezando por las más baratas, en los casos de adquisición.

Si se han realizado limitaciones a alguna unidad, se repite la casación en esa hora y se vuelven a comprobar las restricciones anteriores. Si es necesario realizar nuevas limitaciones, estas se añaden a las que ya se hubieran impuesto en casaciones anteriores de la misma hora.

Una vez llegue a este punto se da la casación de la hora por válida temporalmente.

– Una vez en esta situación, y para todas las unidades que hayan declarado gradientes, se calculan los valores de potencia máxima y mínima al final de la hora 1, de la siguiente forma:

• Si la energía asignada en la hora 1 (E₁) es inferior al mínimo técnico, se supone que la unidad está realizando su puesta en marcha, y se elige como gradiente ascendente (ga) el gradiente de arranque, y como gradiente descendente (gd) el de parada. En otro caso, se elige como ga el gradiente de subida y como gdel de bajada.

• Con los gradientes elegidos, se obtienen los valores de potencia máxima y mínima al inicio de la hora 1 (PM₀ y PN₀) y al final de la hora 1 (PM₁ y PN₁) suponiendo pendientes lineales máximas que haga cumplir el valor de energía E₁ obtenido, esto es:

PN₀ = E₁– ga * 30 PM₁ = E₁ + ga * 30

PM₀ = E1 + gd * 30 PN₁ = E₁ – gd * 30

• Si PN₀ resulta inferior al mínimo o PM₁supera el máximo valor de potencia de la unidad de venta en la hora 1, se reduce la pendiente al máximo que permita que ambos valores sean factibles. Análogamente, se comprueban y recalculan, si fuese necesario, los valores de PM₀ y PN₁. Los valores máximo y mínimo al final de la hora 1 (PM1 y PN₁) se almacenan para uso posterior.

– Seguidamente, se realiza la casación para la hora 2, obteniéndose para cada unidad un valor E₂ de energía final asignada en la hora 2.

– A continuación, se calculan los valores de energía máxima (EM₂) y mínima (EN₂) admisibles para cada unidad en la hora 2, de la siguiente forma:

• Si la unidad no ha declarado gradientes, EM₂ toma el valor de la potencia máxima para la unidad en la hora 2, y EN₂ toma el valor de la potencia mínima.

• Si la unidad ha declarado gradientes, se calculan los valores de potencias máxima (PM₂) y mínima (PN₂) al final de la hora 2, de la siguiente forma:

○ Para calcular PM₂, se selecciona el valor de gradiente ascendente (ga) a utilizar. Si el valor de potencia máxima al final de la hora 1 (PM₁) es estrictamente inferior al mínimo técnico declarado por la unidad, se selecciona el gradiente de arranque declarado, en otro caso se selecciona el gradiente de subida.

○ Con el valor de gradiente seleccionado (ga) se calcula PM₂= PM₁+ga* 60. Si PM₂ supera a la potencia máxima para la unidad en la hora 2, se toma dicho máximo como nuevo valor de PM₂.

○ Análogamente, para calcular PN₂, se selecciona un valor de gradiente descendente (gd). Si a partir del valor de PN₁ se puede alcanzar un valor inferior al mínimo técnico al final de la hora 2 con el gradiente de bajada (es decir, si PN₁ - gd * 60 < MT) entonces se elige el gradiente de parada. En caso contrario se elige el de bajada.

○ Con el valor de gradiente seleccionado, se calcula PN₂ = PN₁ - gd * 60. Si PN₂ es inferior al valor de potencia mínima para esa unidad en la hora 2, se toma dicho valor como nuevo valor de PN₂.

Una vez obtenidos PM₂y PN₂, se calcula EM₂como el valor medio de PM₁ y PM₂, y EN₂como el valor medio de PN₁ y PN₂.

– Se comprueba para cada unidad si E₂ está entre los valores obtenidos para EM₂ y EN₂. En caso negativo, se comprueba si puede solucionarse este problema basándose en limitar las ofertas casadas a la unidad, del mismo modo que el explicado para la hora 1. Se realizan las limitaciones que sean necesarias, y se vuelve a casar la hora 2 hasta que no sea necesario o posible introducir más limitaciones.

– Con los valores E₁ y E₂ obtenidos para cada unidad que haya declarado gradientes, se calcula un valor único de potencia al final de la hora 2 (P₂).

• En caso de que la restricción de gradientes se haya cumplido (es decir, E₂ se encuentra entre EM₂ y EN₂), se tratará de asignar un régimen ascendente o descendente continuo durante las dos horas. La fórmula para P₂ será:

P₂ = E₁ + (E₂ – E₁) * 3/2

Si el valor de P₂ obtenido supera el máximo de la unidad para la hora 2, P₂ toma el valor de este máximo. Análogamente, si P₂ es inferior al mínimo de la unidad en la hora 2, se da a P₂ el valor de dicho mínimo.

• En otro caso, si E₂ es mayor que EM₂, se tomará como P₂ el valor máximo entre E₂ y PM₂, y si E₂ es menor que EN₂, P₂ tomará el mínimo entre E₂ y PN₂.

– A continuación, se realiza la casación para la hora siguiente (h) de la misma forma, sin tener en cuenta de momento restricciones de gradiente. Con los valores de energía obtenidos (Eh), se pasa a verificar si cada unidad cumple las restricciones de gradiente desde la hora anterior. Para ello, se evalúan los límites superior (EMh) e inferior (ENh) de energía dentro de los cuales cada unidad puede cumplir sus límites. Estos valores se calculan de la siguiente forma:

• Si la unidad no ha declarado gradientes, EMh toma el valor de la potencia máxima para la unidad en la hora h, y ENh toma el valor de la potencia mínima.

• Si la unidad ha declarado gradientes, se calculan los valores de potencias máxima (PMh) y mínima (PNh) al final de la hora h, de la siguiente forma:

○ Para calcular PMh, se selecciona el valor de gradiente ascendente (g) a utilizar. Si el valor de potencia al final de la hora anterior (Ph-1) es estrictamente inferior al mínimo técnico declarado por la unidad, se selecciona el gradiente de arranque declarado, en otro caso se selecciona el gradiente de subida.

○ Con el valor de gradiente seleccionado (g) se calcula PMh = Ph-1 + g * 60. Si PMh supera a la potencia máxima para la unidad en la hora h, se toma dicho máximo como nuevo valor de PMh.

○ Análogamente, para calcular PNh, se selecciona un valor de gradiente descendente (g). Si a partir del valor de Ph-1 se puede alcanzar un valor inferior al mínimo técnico al final de la hora h con el gradiente de bajada (es decir, si Ph-1 – gb * 60 < MT) entonces se elige el gradiente de parada. En caso contrario se elige el de bajada.

○ Con el valor de gradiente seleccionado, se calcula PNh = Ph-1 – g * 60. Si PNh es inferior al valor de potencia mínima para esa unidad en la hora h, se toma dicho valor como nuevo valor de PNh.

Una vez obtenidos PMh y PNh, se calcula EMh como el valor medio de Ph-1 y PMh, y ENh como el valor medio de Ph-1 y PNh.

– Con los valores de EMh y ENhse pasa a verificar el cumplimiento de las restricciones de gradiente en esa hora de forma análoga a la explicada para la primera hora. En caso necesario (si se ha impuesto alguna nueva limitación a alguna unidad), se realiza una nueva casación y se repiten las verificaciones.

– Una vez obtenida una casación para la hora h, que no obligue a imponer nuevas limitaciones a ofertas, se obtienen los nuevos valores de energía en la hora h para cada unidad (Eh). El valor de potencia al final de la hora h (Ph) se obtiene de la siguiente forma:

• Si Ph-1 es superior o igual a Eh-1 y Ehes superior a Ph-1 (esto es, se sigue una tendencia ascendente desde la hora anterior), se obtiene Ph = Ph-1 + 2 * (Eh– Ph-1).

• Si Ph-1 es inferior o igual a Eh-1y Ehes inferior a Ph-1 (esto es, se sigue una tendencia descendente desde la hora anterior), se obtiene Ph = Ph-1– 2 * (Ph-1 - Eh).

• En otro caso, se fija el nivel de potencia Ph con el valor de Eh.

• En los casos en que no ha sido posible hacer cumplir la restricción de gradiente por la imposibilidad de alcanzar el valor de energía Eh desde Ph-1, si Eh es mayor que EMh, se tomará como Ph el valor máximo entre Eh y PMh, y si Eh es menor que ENh, Ph tomará el mínimo entre Eh y PNh.

– Este proceso continúa hasta la última hora del horizonte de la sesión.

b) Comprobación de las condiciones de gradiente en sentido contrario al horario. (Inverso)

A continuación, se realiza la comprobación de gradientes de hora en hora, a partir de la última hora del horizonte hasta la primera, de forma análoga:

– Los valores de energía (En) obtenidos para la última hora del horizonte (n) se dan definitivamente por válidos.

– Para todas las unidades que hayan declarado gradientes, se calculan los valores de potencia máxima y mínima al inicio de la hora n, de la siguiente forma:

• Si En es inferior al mínimo técnico, se elige como gradiente ascendente (ga) el gradiente de arranque, y como gradiente descendente (gd) el de parada. En otro caso, se elige como ga el gradiente de subida y como gd el de bajada.

• Con los gradientes elegidos, se obtienen los valores de potencia máxima y mínima al inicio de la hora n (PMn-1 y PNn-1) y al final de la hora n (PMn y PNn) suponiendo pendientes lineales máximas que haga cumplir el valor de energía En obtenido, esto es:

PNn-1= En– ga * 30 PMn = En + ga * 30

PMn-1= En+ gd * 30 PNn = En – gd * 30

• Si PNn-1 resulta inferior al mínimo ó PMn supera el máximo valor de potencia de la unidad de venta en la hora n, se reduce la pendiente al máximo que permita que ambos valores sean factibles. Análogamente, se comprueban y recalculan, si fuese necesario, los valores de PMn-1 y PNn. Los valores máximo y mínimo al inicio de la hora n (PMn-1 y PNn-1) se almacenan para uso posterior.

– Seguidamente, se realiza la casación para la penúltima hora (n-1), obteniéndose para cada unidad un valor En-1 de energía final asignada en esa hora.

– A continuación, se calculan los valores de energía máxima (EMn-1) y mínima (ENn-1) admisibles para cada unidad en la hora n-1, de la siguiente forma:

• Si la unidad no ha declarado gradientes, EMn-1 toma el valor de la potencia máxima para la unidad en la hora n-1, y ENn-1 toma el valor de la potencia mínima.

• Si la unidad ha declarado gradientes, se calculan los valores de potencias máxima (PMn-2) y mínima (PNn-2) al inicio de la hora n-1, de la siguiente forma:

○ Para calcular PMn-2, se selecciona el valor de gradiente descendente (gd) a utilizar. Si el valor de potencia máxima al final de la hora n-1 (PMn-1) es estrictamente inferior al mínimo técnico declarado por la unidad, se selecciona el gradiente de parada declarado, en otro caso se selecciona el gradiente de bajada.

○ Con el valor de gradiente seleccionado (gd) se calcula PMn-2 = PMn-1 + gd * 60. Si PMn-2 supera a la potencia máxima para la unidad en la hora n-1, se toma dicho máximo con muevo valor de PMn-2.

○ Análogamente, para calcular PNn-2, se selecciona un valor de gradiente ascendente (ga). Si a partir del valor de PNn-1 se puede alcanzar un valor inferior al mínimo técnico al inicio de la hora n-1 con el gradiente de arranque (es decir, si PNn-2 – ga * 60 < MT) entonces se elige el gradiente de arranque. En caso contrario se elige el de subida.

○ Con el valor de gradiente seleccionado, se calcula PNn-2 = PNn-1 – ga * 60. Si PNn-2 es inferior al valor de potencia mínima para esa unidad en la hora n-1, se toma dicho valor como nuevo valor de PNn-2.

Una vez obtenidos PMn-2 y PNn-2, se calcula EMn-1 como el valor medio de PMn-1 y PMn-2, y ENn-1 como el valor medio de PNn-1 y PNn-2. Si EMn-1 supera al valor obtenido en el proceso de ida, se toma el antiguo valor de EMn-1, y si ENn-1 es inferior al valor obtenido en el proceso de ida, se toma el antiguo valor de ENn-1.

– Se comprueba para cada unidad si En-1 está entre los valores obtenidos para EMn-1 y ENn-1. En caso negativo, se comprueba si puede solucionarse este problema en base a limitar las ofertas casadas a la unidad, del mismo modo que el explicado para la hora 1. Se realizan las limitaciones que sean necesarias, y se vuelve a casar la hora n-1 hasta que no sea necesario o posible hacer más limitaciones.

– Con los valores En y En-1 obtenidos para cada unidad de venta que haya declarado gradientes, se calcula un valor único de potencia al inicio de la hora n-1 (Pn-2).

• En caso de que la restricción de gradientes se haya cumplido (es decir, En-1 se encuentra entre EMn-1 y ENn-1) se tratará de asignar un régimen ascendente o descendente continuo durante las dos horas. La fórmula para Pn-2 será:

Pn-2 = En + (En-1 – En) * 3/2

Si el valor de Pn-2 obtenido supera el máximo de la unidad para la hora n-1, Pn-2 toma el valor de este máximo. Análogamente, si Pn-2 es inferior al mínimo de la unidad en la hora n-1, se da a Pn-2 el valor de dicho mínimo.

• En otro caso, si En-1 es mayor que EMn-1, se tomará como Pn-2 el valor máximo entre En-1 y PMn-1, y si En-1 es menor que ENn-1, Pn-2 tomará el mínimo entre En-1 y PNn-1.

– A continuación, se realiza la comprobación y, en caso necesario, nueva casación de las horas anteriores. Para cada una de ellas (h), se evalúan los límites superiores (EMh) e inferior (ENh) de energía dentro de los cuales cada unidad puede cumplir sus límites en la hora h a partir del valor asignado en la hora h+1. Estos valores se calculan de la siguiente forma:

• Si la unidad no ha declarado gradientes, EMh toma el valor de la potencia máxima para la unidad en la hora h, y ENh toma el valor de la potencia mínima.

• Si la unidad ha declarado gradientes, se calculan los valores de potencias máxima (PMh-1) y mínima (PNh-1) al inicio de la hora h, de la siguiente forma:

○ Para calcular PMh-1, se selecciona el valor de gradiente descendente (g) a utilizar. Si el valor de potencia al final de la hora h (Ph) es estrictamente inferior al mínimo técnico declarado por la unidad, se selecciona el gradiente de parada declarado por la unidad, en otro caso se selecciona el gradiente de bajada.

○ Con el valor de gradiente seleccionado (g) se calcula PMh-1 = Ph + g * 60. Si PMh-1 supera a la potencia máxima para la unidad en la hora h, se toma dicho máximo con muevo valor de PMh-1.

○ Análogamente, para calcular PNh-1, se selecciona un valor de gradiente ascendente (g). Si a partir del valor de Ph se puede obtener un valor inferior al mínimo técnico al final de la hora h-1 con el gradiente de arranque (es decir, si Ph - ga * 60 < MT) entonces se elige el gradiente de arranque. En caso contrario se elige el de subida.

○ Con el valor de gradiente seleccionado, se calcula PNh-1 = Ph - g * 60. Si PNh-1 es inferior al valor de potencia mínima para esa unidad en la hora h, se toma dicho valor como nuevo valor de PNh.

Una vez obtenidos PMh-1 y PNh-1, se calcula EMh como el valor medio de Ph y PMh-1, y ENh como el valor medio de Ph y PNh-1. Si EMh supera al valor obtenido en el proceso de ida, se toma el antiguo valor de EMh, y si ENh es inferior al valor obtenido en el proceso de ida, se toma el antiguo valor de ENh.

– Con los valores de EMh y ENh se pasa a verificar el cumplimiento de las restricciones de gradiente en esa hora de forma análoga a la explicada para en el proceso de ida. En caso necesario (si se ha impuesto alguna nueva limitación a alguna unidad), se realiza una nueva casación y se repiten las verificaciones.

– Una vez obtenida una casación para la hora h, que no obligue a imponer nuevas limitaciones a ofertas, se obtienen los nuevos valores de energía en la hora h para cada unidad (Eh). El valor de potencia al inicio de la hora h (Ph-1) se obtiene de la siguiente forma:

• Si Ph es superior o igual a Eh+1 y Ehes superior a Ph (esto es, se sigue una tendencia descendente hacia la hora siguiente), se obtiene Ph-1 = Ph + 2 * (Eh - Ph).

• Si Ph es inferior o igual a Eh+1 y Ehes inferior a Ph (esto es, se sigue una tendencia ascendente desde la hora anterior), se obtiene Ph-1 = Ph - 2 * (Ph - Eh).

• En otro caso, se fija el nivel de potencia Ph-1 con el valor de Eh.

• En los casos en que no ha sido posible hacer cumplir la restricción de gradiente por la imposibilidad de alcanzar el valor de energía Eh desde Ph, si Eh es mayor que EMh, se tomará como Ph-1 el valor máximo entre Eh y PMh, y si Eh es menor que ENh, Ph-1 tomará el mínimo entre Eh y PNh

– Este proceso continúa hasta la primera hora del horizonte de la sesión.

40.3.1.2 Condición de aceptación completa del primer tramo.

Para cada oferta que haya incorporado esta condición, se comprobará que el resultado de la casación, incluye la asignación de toda la energía del primer tramo de oferta.

Dentro del proceso de búsqueda de la primera solución válida, las ofertas que no cumplan esta condición se ordenarán de mayor a menor según el porcentaje de energía total aceptada para todo el horizonte de programación sobre la energía total correspondiente al primer tramo de la oferta creciente. En caso de igualdad de dicho porcentaje, tendrán prioridad las ofertas que tengan una mayor cantidad de energía asignada. En caso de igualdad de este último valor, tendrán prioridad las ofertas que se hayan recibido antes en el Sistema de Información del Operador del Mercado.

Siguiendo el orden anteriormente citado y comenzando por la oferta de menor porcentaje, se procederá a retirar las ofertas que no cumplen la condición hasta que todas las ofertas de la solución la verifiquen.

40.3.1.3 Condición de mínimo número de horas consecutivas con toda la energía del primer tramo casada.

Para cada oferta que haya incorporado esta condición, se comprobará que el resultado de la casación en el momento de realizar la comprobación, incluye series consecutivas de horas con toda la energía aceptada al primer tramo de esa oferta, con longitud mayor o igual al valor mínimo de horas consecutivas especificado.

Dentro del proceso de búsqueda de la primera solución válida, las ofertas que no cumplan esta condición se ordenarán de menor a mayor según el número de horas consecutivas especificadas en la oferta. En caso de igualdad del número de horas, tendrán prioridad las ofertas que tengan una mayor cantidad de energía asignada. En caso de igualdad de este valor, tendrán prioridad las ofertas que se hayan recibido antes en el Sistema de Información del Operador del Mercado.

Siguiendo el orden anteriormente citado y comenzando por la oferta de mayor número de horas, se procederá a retirar las ofertas que no cumplen la condición hasta que todas las ofertas de la solución la verifiquen.

40.3.1.4 Condición de energía máxima admisible por oferta.

40.3.1.4.1 Criterios generales.

Para cada oferta que haya incorporado esta condición, el algoritmo se asegurará que la energía total asignada a la unidad de venta o adquisición en la oferta en cuestión no excede en ningún caso el límite de energía máxima introducido por el agente.

El algoritmo irá asignando energía a la unidad de venta o adquisición conforme a su oferta, periodo a periodo, empezando por el primero del horizonte de casación. En el momento en que la energía asignada en cualquier periodo, sumada a la de los anteriores, exceda de la cantidad máxima indicada, la energía asignada en el periodo en cuestión quedará limitada a la cantidad que cumpla que el valor total de energía asignada a la oferta en los periodos analizados hasta el momento, sea igual a la máxima admisible.

40.3.1.4.2 Procedimiento.

Al comienzo del método de casación, a cada oferta se le dará un valor nulo de energía total asignada (Etot = 0).

Durante el proceso de casación de horas en sentido directo, antes de realizar la casación de la hora h, se verificará si el total de energía ofertada para esa hora (EOh) sumado a Etot supera la energía máxima especificada para la oferta (EM). Eso es, si Etot + EOh > EM, se limitará la oferta de la unidad en la hora h hasta un máximo de EM – Etot. A continuación, se realiza la casación en la hora h, obteniéndose un valor Eh de energía aceptada a la unidad en dicha hora. Se actualiza el valor de Etot sumándole el nuevo valor Eh.

Durante el proceso de casación de horas en sentido inverso, antes de realizar la casación de la hora h, se verificará si el total de energía ofertada para esa hora (EOh) sumado al total asignado en el resto de horas (Etot – Eh) supera la energía máxima especificada para la oferta (EM). Eso es, si Etot + EOh - Eh > EM, se limitará la oferta de la unidad en la hora h hasta un máximo de EM – Etot + Eh. A continuación, se realiza la casación en la hora h, obteniéndose un nuevo valor Eh de energía aceptada a la unidad en dicha hora. Se actualiza el valor de Etot restándole el valor Eh anterior y sumándole el nuevo valor Eh.

40.3.1.5 Tratamiento conjunto de las condiciones de ingresos mínimos y pagos máximos.

Para cada oferta se comprobará que el resultado de la casación, en el momento de realizar la comprobación de las condiciones de ingresos mínimos o pagos máximos no incluye ofertas de venta que incumplan la condición de ingresos mínimos u ofertas de compra que incumplan la condición de pagos máximos.

Se considera que una oferta de venta no cumple su condición de ingresos mínimos, si el valor de la expresión TFI + TVI * Etot, que representa los ingresos mínimos solicitados por la oferta, (donde TFI y TVI son, respectivamente, los términos fijos y variables de su condición de ingresos mínimos y Etot es la suma de las energías aceptadas a la oferta de venta a lo largo del horizonte de programación) supera a la suma de términos Eh * Ph para todas las horas del horizonte de programación (siendo Eh la energía aceptada a la unidad para la hora h, y Ph el precio marginal a esa hora) que representa los ingresos obtenidos por la venta de energía asignada a lo largo del citado horizonte de programación.

Se considera que una oferta de compra no cumple su condición de pagos máximos, si el valor de la expresión TFP + TVP * Etot que representa los pagos máximos solicitados por la oferta, (donde TFP y TVP son, respectivamente, los términos fijos y variables de su condición de pagos máximos y Etot es la suma de las energías aceptadas a la oferta a lo largo del horizonte de programación) es menor que la suma de términos Eh * Ph para todas las horas del horizonte de programación (siendo Eh la energía aceptada a la unidad para la hora h, y Ph el precio marginal a esa hora) que representa los pagos que debe realizar por la adquisición de energía asignada a lo largo del horizonte de programación.

Las ofertas de venta que no cumplen la condición de ingresos mínimos se retirarán de aquellas incluidas en la solución.

Las ofertas de compra que no cumplen la condición de pagos máximos, retirarán de aquellas incluidas en la solución.

40.3.1.6 Condición de aceptación completa en cada hora del tramo primero.

Antes de comenzar el tratamiento de la condición de tramo primero completo por hora, el sistema dispone de una solución en la que pueden existir tramos de oferta aceptados parcialmente, ya sea por reglas de reparto, por limitación por gradiente, o por energía máxima.

El procedimiento de comprobación de la condición de tramo primero completo por hora consistirá en verificar si existe alguna oferta aceptada parcialmente, que esté marcada como tramo primero y en la que se haya especificado la comprobación de dicha condición.

En caso de que exista algún tramo de oferta en estas condiciones, el algoritmo procederá a anular dichos tramos y a repetir todos los pasos de casación simple, reparto, verificación de gradientes y energía máxima.

El proceso continuará hasta que no exista ningún tramo primero de oferta parcialmente aceptado, cuya oferta global haya especificado la condición de aceptación del tramo primero completo por hora.

40.3.2 Mejora sucesiva de la primera solución válida.

Una vez encontrada una primera solución válida en la que las ofertas incluidas en la misma respetan todas las condiciones que hubieren incorporado, se inicia un proceso de búsqueda de la solución final, definiéndose como tal, aquélla para la cual todas las ofertas incluidas en la casación cumplen sus condiciones complejas a los precios resultantes de la casación y no existe ninguna oferta, entre las excluidas de la casación, que cumpla sus condiciones complejas con los citados precios. Este proceso se denomina «expansión».

Dicho proceso de búsqueda, tiene como objetivo que la suma de los márgenes de las ofertas de compra y venta que no han sido aceptadas y para las que dicho margen sea positivo, sea mínima o nula de acuerdo con la formulación que se desarrolla más adelante. El margen de una oferta de venta es la diferencia entre los ingresos que obtendría correspondientes al precio marginal y los ingresos declarados/pedidos en su oferta, ya sea por medio de los precios introducidos (oferta sin condición de ingresos mínimos) o por la condición de ingresos mínimos (en el caso contrario). El margen de una oferta de compra es la diferencia entre la máxima cantidad a satisfacer declarada en su oferta, –ya sea por medio de los precios introducidos (oferta sin condición de pagos máximos) o por la condición de pagos máximos (en caso contrario),– y los pagos correspondientes al precio marginal.

para ofertas de venta y

para ofertas de compra, donde:

E (of,t,h): Energía del tramo t de la oferta of que hubiere resultado casado en la hora h al precio resultante de la casación PM (h)

IMIN (of): Una de dos alternativas:

– Ingreso mínimo solicitado en la oferta, conforme a las energías que hubiesen resultado casadas al precio resultante de la casación PM (h), para ofertas que hayan declarado la condición de ingresos mínimos.

– Ingreso que habría recibido la oferta, conforme a las energías que hubiesen resultado casadas al precio resultante de la casación PM (h), a los precios incluidos en la oferta, en caso contrario.

PMAX (of): Pago máximo declarado en la oferta, conforme a las energías que hubiesen resultado casadas al precio resultante de la casación PM (h), para ofertas que hayan declarado la condición de pagos máximos.

– Pago que habría realizado la oferta, conforme a las energías que hubiesen resultado casadas al precio resultante de la casación PM (h), a los precios incluidos en la oferta, en caso contrario.

M (of): Margen de la oferta.

Para todas las ofertas cuyo margen de ingreso M(of) sea positivo se calculará la variable TMI:

Cada vez que el operador del mercado haya casado una combinación de ofertas y esta resulte válida, comprobará si el TMI de dicha combinación es inferior, superior o igual al TMI que existe para la mejor combinación de ofertas de venta de energía eléctrica conocida.

• Si el TMI es superior, el operador del mercado registrará la combinación de ofertas como probada y válida.

• Si el TMI es inferior, el operador del mercado seleccionará la nueva combinación de ofertas como la mejor identificada hasta ese momento.

• Si el TMI es igual, el operador del mercado elegirá la combinación que tenga un menor precio medio ponderado de la energía. Si la igualdad persiste se elegirá la combinación que aporte un margen medio más elevado a las unidades de venta.

El proceso de búsqueda de la solución final estará limitado en tiempo, treinta (30) minutos y en número de iteraciones, tres mil (3.000), que el operador del mercado archivará en sus sistemas informáticos.

En caso de no encontrarse en el proceso ninguna solución que cumpla la condición de ser la solución final buscada, el programa dará como solución la que obtenga un valor de TM inferior. En este último supuesto el operador del mercado archivará en su sistema informático el número de iteraciones efectuado.

40.4 Proceso de casación cuando se exceda la capacidad neta de referencia de intercambio en las interconexiones internacionales.

Una vez obtenida la solución final provisional, sin la consideración de las capacidades máximas en las interconexiones internacionales comunicadas por los operadores del sistema antes del cierre de recepción de ofertas del mercado intradiario, se procederá a calcular la solución final provisional con interconexiones.

El procedimiento de casación del mercado intradiario de subastas está basado en el mecanismo existente de separación de mercados (market splitting) entre las energías ofertadas en Portugal y España. En este sentido, el proceso se constituye en dos fases, siendo la segunda de aplicación exclusivamente en el caso de que se produzca congestión en la interconexión hispano-portuguesa (situación en que se genera la separación de mercados propiamente dicha).

Fase 1: Se casa toda la energía ofertada en el mercado intradiario de subastas como si no hubiera limitación en la interconexión hispano-portuguesa (mercado único). Todos los bloques de energías se introducen en las mismas curvas de venta y adquisición, obteniéndose un precio único para todas las energías casadas.

Fase 2: En el caso de que en alguna hora se produzca una congestión en la interconexión hispano-portuguesa, en dicha hora el mercado se divide en dos zonas (separación de mercados), casándose la energía ofertada por las unidades localizadas en España, Francia, Andorra y Marruecos y la energía ofertada por las unidades localizadas en Portugal en la zona portuguesa, teniendo ambas zonas en cuenta la energía que fluye de una zona a la otra a través de la interconexión.

Las reglas siguientes describen el proceso completo de casación simple y compleja para ambas fases, la fase 1 en única zona, y la fase 2, en ambas zonas, en caso de que dicha fase 2 se produzca.

En todas las referencias al precio realizadas en dichas reglas debe entenderse que se refieren al precio único del mercado en caso de la fase 1 (no hay congestión en la interconexión y, por tanto, no se produce la separación de mercados), y al precio correspondiente a la zona en la que se localiza la unidad, Portugal o España, en el caso de la fase 2 (se ha producido la condición de separación de los mercados).

40.4.1 Supuesto de aplicación.

El operador del mercado llevará a cabo el cálculo de la solución final, que considerará provisional, cuando concurran las siguientes condiciones:

– Que el saldo de energía resultante de las ofertas incluidas en la solución final provisional y la comprometida en procesos previos, supere para alguna de las interconexiones internacionales, en alguno de los periodos de programación, la capacidad máxima o de referencia establecida por los operadores del sistema en alguno de los sentidos.

40.4.2 Predeterminación de los datos a considerar.

1. El operador del mercado obtendrá una solución en el proceso de casación, denominada primera solución final provisional, considerando una capacidad de intercambio ilimitada en las interconexiones.

2. Si en el horizonte de programación se dan las condiciones establecidas en la regla anterior de «Supuesto de aplicación», el operador del mercado calculará para cada una de las interconexiones internacionales y periodo de programación, el saldo de las energías de las ofertas de compra y venta incluidas en la solución final provisional incrementadas en las pérdidas que correspondan, con la consideración de los acuerdos de reciprocidad comunicados al operador del mercado por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

3. El operador del mercado calculará la capacidad máxima a ocupar por el saldo determinado en el apartado anterior, en todas las interconexiones internacionales, y en todos los periodos de programación. Este máximo será igual a la capacidad máxima publicada por los operadores del sistema, considerando los programas comprometidos en procesos previos que afecten a la interconexión internacional. En caso de que dicho saldo tuviese un valor negativo, se le asignará un valor nulo.

En el caso de la interconexión con el sistema eléctrico francés, solamente se considerará firme el programa del PHF previo, o del PDVD para la primera sesión del mercado intradiario, a efectos del cómputo del saldo en la interconexión, de las unidades con asignación de derechos físicos de capacidad.

40.4.3 Procedimiento de determinación de la solución final.

El operador del mercado realizará el cálculo de una nueva solución final provisional con interconexiones.

En el caso de ser el saldo de flujo de la energía casada en el mercado en la primera solución final provisional, superior al saldo máximo asignado en el proceso descrito en la regla anterior, para alguna de las interconexiones con Francia, Andorra o Marruecos, en alguno de los sentidos de flujo y periodo de programación, se continuará el proceso de casación retirando energías de las ofertas presentadas en la interconexión en el sentido de flujo en el que existe exceso, para el periodo de programación correspondiente, hasta obtener un resultado de la casación en el que no se superen las valores máximos de saldo de energía asignados al conjunto de ofertas de mercado o hayan sido retiradas del proceso de casación todas las ofertas de energía presentadas en el sentido de exceso del flujo. Para ello se procederá de la forma siguiente:

1. Las energías de ofertas de compra o venta de las unidades con asignación de derechos físicos de capacidad, serán aceptadas en el proceso de casación del mercado intradiario de ofertas, siempre que su precio de oferta sea inferior, ó superior, respectivamente, al precio marginal resultante del mercado intradiario, y ello, con independencia del resto de ofertas al mercado que se pretendan realizar a través de la misma interconexión y sentido de flujo, estando sujeta su programación únicamente a la existencia de capacidad suficiente para su realización individual.

2. Se retirarán del proceso de casación las energías ofertadas de los tramos correspondientes al periodo de programación, en las interconexiones y sentido de flujo en las que existe exceso de flujo, que no hayan sido casadas en la primera solución final provisional, excepto las correspondientes a las unidades con asignación de derechos físicos de capacidad que seguirán siendo consideradas en el proceso de casación. Las energías retiradas no serán consideradas en las siguientes iteraciones del proceso de casación realizadas para obtener una solución que cumpla con las condiciones de las ofertas y con los intercambios máximos de saldo energía de las ofertas de mercado.

Para la retirada de ofertas de energía se seleccionará en primer lugar el precio de la oferta de compra casada de menor precio, para cada periodo de programación, que esté en el sentido de exceso en alguna de las interconexiones internacionales con Francia, Andorra o Marruecos, y se seleccionará el precio de la oferta de venta de mayor precio, para cada periodo de programación, que esté en el sentido de exceso en alguna de las interconexiones internacionales con Francia, Andorra o Marruecos, sin considerar en ambos casos las ofertas de compra o venta de las unidades con asignación de derechos físicos de capacidad. Se calculará para cada periodo de programación la energía casada de ofertas de compra a precio inferior al precio de adquisición seleccionado (C) y la energía casada de ofertas de venta a precio superior al precio de venta seleccionado (V). Se comenzará por adquisiciones o ventas según sea menor el valor de la energía calculada, C o V, en cada periodo de programación. En caso de igualdad en el valor de dicha energía, C y V, se comenzará por las adquisiciones.

El valor de energía a retirar para cada interconexión con Francia, Andorra o Marruecos, será el menor entre el exceso en la interconexión y sentido, y el valor de las energías casadas al mismo precio en la interconexión seleccionada y sentido en el que existe exceso, exceptuadas las unidades con asignación de derechos físicos de capacidad.

– En el caso de estar involucradas varias ofertas al mismo precio y distinta interconexión serán retiradas simultáneamente todas las ofertas casadas al mismo precio independientemente de la interconexión internacional con Francia, Andorra o Marruecos, a la que correspondan.

– En caso de ser la energía correspondiente a las ofertas de las unidades con asignación de derechos físicos de capacidad, estas quedarán exentas de la retirada del proceso de casación.

– En caso de estar involucradas dos o más ofertas de la misma interconexión de las que se pueda retirar energía al mismo precio y ser el valor de energía de ofertas a retirar inferior a la suma de las energías casadas de dichas ofertas, se realizará un prorrateo proporcional a la energía casada a ese precio de cada una de ellas.

– Para las ofertas de compra para el cálculo del valor de la energía a retirar de las ofertas del mercado se considerará el coeficiente de pérdidas correspondiente.

Las energías de ofertas retiradas no participarán en las iteraciones posteriores del algoritmo realizadas para obtener una solución que cumpla con los saldos máximos en todas las interconexiones internacionales.

3. Una vez retiradas las ofertas de energía a un mismo precio de cada interconexión y sentido en el que existe exceso de flujo, se realizará de nuevo el proceso de casación comprobándose de nuevo el flujo máximo en cada una de las interconexiones y periodos de programación, en ambos sentidos de flujo, repitiéndose el proceso descrito.

En ningún caso podrán ser retiradas energías comprometidas en mercados o procesos previos a la realización del proceso de casación del mercado intradiario de subastas.

4. En el caso de existir exceso en el saldo de las energías casadas en el mercado en alguno de los periodos de programación e interconexión con Francia, Andorra o Marruecos, respecto al máximo calculado, y no existir ninguna oferta de energía en el sentido del exceso en la interconexión y periodo de programación en el que existe exceso excepto la de las unidades con asignación de derechos físicos de capacidad, se procederá a retirar energía de las ofertas de las unidades con asignación de derechos físicos de capacidad si estos son del mismo sentido de flujo, periodo de programación e interconexión, en el que existe exceso, hasta el valor necesario para que no exista exceso, con el límite de la energía ofertada en la sesión del mercado intradiario.

Como resultado del proceso de casación, considerando la existencia de las condiciones complejas de las ofertas, puede producirse de forma excepcional la circunstancia de que resulte capacidad libre o exista energía ofertada por las unidades con asignación de derechos físicos de capacidad no casada, siendo el precio resultado de la casación superior o inferior al precio ofertado en dichos contratos, según sean las unidades con asignación de derechos de capacidad de importación o exportación.

40.4.4 Procedimiento de separación de mercados cuando hay congestión en la interconexión hispano-portuguesa.

Para el caso de la interconexión hispano-portuguesa, dentro del mecanismo de separación de mercados del mercado intradiario, en caso de que alguna hora se produzca una congestión en la interconexión, se procederá de la siguiente manera:

Se repetirá el proceso de casación para la zona de oferta española conforme a la Regla de «Procedimiento de determinación de la solución final» con la consideración de la exportación o importación hasta el valor máximo (considerando la ocupación determinada por programas previos) con el sistema eléctrico portugués, según haya sido el sentido de la congestión. El proceso de casación se realizará por tanto considerando todas las ofertas válidas presentadas excepto las correspondientes a unidades del sistema eléctrico portugués, más una oferta adicional a precio máximo o mínimo de oferta indicados en el anexo 2. La oferta adicional será de adquisición a precio máximo de compra en caso de congestión en sentido del sistema español al sistema portugués, y será de venta a precio mínimo de venta en caso de congestión en sentido del sistema portugués al sistema español. Esta oferta adicional tendrá precedencia en el proceso de casación sobre las ofertas al mismo precio, ya sea el máximo o el mínimo.

Se repetirá el proceso de casación para la zona portuguesa conforme a la Regla «Procedimiento de casación del Mercado Intradiario de subastas» con la consideración de la exportación o importación hasta el valor máximo (considerando la ocupación determinada por programas previos) con el sistema eléctrico español, según haya sido el sentido de la congestión. El proceso de casación se realizará por tanto considerando todas las ofertas válidas presentadas correspondientes a unidades del sistema eléctrico portugués, más una oferta adicional a precio máximo o mínimo de oferta indicados en el nexo 2. La oferta adicional será de venta a precio mínimo de venta en caso de congestión en sentido del sistema español al sistema portugués, y será de compra a precio máximo de compra en caso de congestión en sentido del sistema portugués al sistema español. Esta oferta adicional tendrá precedencia en el proceso de casación sobre las ofertas al mismo precio, ya sea el máximo o el mínimo.

Regla 41. Resultado de la casación del mercado intradiario de subastas

41.1 Cálculo del programa incremental resultado del mercado intradiario de subastas.

Una vez establecidas las ofertas que entran en el proceso de casación enviadas por los agentes conforme a las reglas del mercado, el operador del mercado realizará el proceso de casación obteniendo el programa incremental resultado del mercado intradiario de subastas (PIBCI).

41.2 Establecimiento del orden de precedencia económica de las ofertas casadas en el resultado de la casación.

El operador del mercado establecerá el orden de precedencia de las ofertas casadas, casadas parcialmente y no casadas, tomando como base los tramos de energía y sus precios, sin considerar ninguna condición compleja de las ofertas. Dicho orden tendrá las consideraciones siguientes:

– En caso de que dos tramos de oferta tengan el mismo precio, éstos se ordenarán por orden decreciente de fecha, hora, minuto y segundo de inserción en el Sistema de Información del Operador del Mercado.

– En el caso de que la mencionada fecha, hora, minuto y segundo también coincida en ambas ofertas, estás se ordenarán de mayor a menor cantidad de energía en el tramo.

– En caso de que la cantidad de energía también coincida se ordenarán por orden alfabético, y numérico en su caso, decreciente.

Regla 42. Información del proceso de aceptación, verificación de ofertas y del resultado de la casación del mercado intradiario de subastas

Como consecuencia de los procesos de aceptación, verificación de ofertas y del resultado de la casación del mercado intradiario el operador del mercado generará la siguiente información, la cual será puesta a disposición según se describe:

Información del proceso de aceptación y verificación de ofertas.

– El resultado de la aceptación o no y verificación tanto en la inserción de la oferta como en la validación previa a la casación, será puesto a disposición del agente del mercado con las razones de su exclusión en los términos establecidos en las presentes reglas cuando así lo solicite. Dicha información estará disponible en el momento en que se genere.

– Ofertas válidas de las unidades de adquisición o de venta que hubieran sido presentadas a la sesión.

Se pondrá a disposición de los operadores del sistema con la confidencialidad correspondiente y de los agentes del mercado respetando la confidencialidad establecida en las presentes reglas, después de la realización de la casación de cada mercado intradiario, el conjunto de ofertas válidas de venta y adquisición presentadas a cada una de las sesiones del mercado intradiario.

Información del resultado de la casación del mercado intradiario de subastas.

– Precios resultado de la casación.

Se generarán como resultado del proceso de casación de cada una de las sesiones de mercado intradiario de subastas y serán públicos, y además serán puestos a disposición de los agentes del mercado, siendo publicado después de su generación.

Se pondrá a disposición del operador del sistema tan pronto termine el periodo de reclamaciones al resultado de la casación.

– Programa Intradiario Base de Casación Incremental (PIBCI).

Se generará como resultado del proceso de casación de cada una de las sesiones de mercado intradiario y será puesto a disposición de los agentes del mercado con la confidencialidad establecida en las presentes reglas, inmediatamente después de su generación.

Se pondrá a disposición del operador del sistema tan pronto termine el periodo de reclamaciones al resultado de la casación, con la confidencialidad correspondiente.

El operador del mercado pondrá a disposición de los operadores del sistema con la confidencialidad correspondiente el programa incremental provisional resultado de la casación, asignando previamente a una unidad de oferta genérica, los valores correspondientes a la unidad de oferta genérica de venta y los valores correspondientes a la unidad de oferta genérica de adquisición, con su signo. La unidad de oferta genérica tendrá valores positivos y negativos y servirá exclusivamente para poner a disposición de los operadores del sistema, el resultado de la casación.

– Programa Intradiario Base de Casación Acumulado (PIBCA).

Se generará como resultado del proceso de casación de cada una de las sesiones de mercado intradiario y será puesto a disposición de los agentes del mercado con la confidencialidad establecida en las presentes reglas inmediatamente después de su generación.

– El orden de precedencia económica.

Se generará como resultado del proceso de casación y para cada periodo de programación del horizonte de programación de cada una de las sesiones de mercado intradiario y será puesto a disposición de los operadores del sistema con la confidencialidad correspondiente, tan pronto termine el periodo de reclamaciones al resultado de la casación.

– Curvas agregadas de oferta y demanda.

Se generará como resultado del proceso de casación de cada uno de los periodos de programación de las sesiones de mercado intradiario y serán públicos, siendo además puesto a disposición de los agentes del mercado con la confidencialidad establecida en las presentes reglas y publicadas después de su generación.

– Ocupación de cada una de las interconexiones internacionales por hora con indicación de la capacidad comercial máxima de importación y exportación por cada interconexión, la capacidad ocupada en cada sentido e interconexión y la capacidad libre en cada sentido e interconexión. Se generará como resultado del proceso de casación de cada uno de los periodos de programación de las sesiones de mercado intradiario y serán públicos.

Regla 43. Situaciones excepcionales en los mercados intradiarios de subastas

Son situaciones excepcionales aquéllas que determinen una imposibilidad de llevar a cabo de forma adecuada el proceso de presentación y aceptación de ofertas o el proceso de casación.

Las situaciones a que se refiere el apartado anterior pueden ser consecuencia, a título enunciativo, de alguno o algunos de los siguientes supuestos:

a) Imposibilidad de realizar el proceso de mejora sucesiva de la primera solución válida.

En caso de no ser posible la ejecución del proceso de mejora sucesiva de la primera solución válida, se tomará la primera solución válida como resultado del proceso de casación.

b) Fuerza mayor.

b.1 Si Esta fuera previsible, pero inevitable, el operador del mercado suspenderá la correspondiente sesión del mercado intradiario de subastas. A partir de ese momento y hasta la convocatoria de la siguiente sesión del mercado intradiario de subasta, el operador del mercado pondrá a disposición de los agentes, en la medida de lo posible, la negociación en el mercado intradiario continuo.

b.2 Si una vez abierta la sesión del mercado intradiario se presentan averías en los equipos informáticos, mal funcionamiento de aplicaciones informáticas o de comunicaciones del operador del mercado que impidan el correcto funcionamiento de los mismos, el operador del mercado podrá suspender la sesión, sin perjuicio a la negociación del mercado intradiario continuo, comunicando a los operadores del sistema la información disponible para que este resuelva de acuerdo con los procedimientos de operación del sistema aplicables.

c) Imposibilidad de determinación de la casación como consecuencia de las condiciones técnicas y de las ofertas complejas.

Cuando no exista la posibilidad de encontrar una solución, como consecuencia de las condiciones técnicas y de las ofertas complejas, el operador del mercado procederá a finalizar la sesión sin asignar ninguna cantidad de energía a ninguna de las ofertas de venta o adquisición presentadas.

43.1 Indisponibilidad del programa diario viable.

Si los operadores del sistema no hubiesen publicado el Programa Diario Viable definitivo (PDVD) en hora y sin perjuicio de lo descrito en la Regla «Secuencia de operaciones de los mercados intradiarios», el operador del mercado podrá tomar la decisión de suspender la sesión del mercado intradiario, modificar el horizonte de programación de la sesión, realizar la casación del horizonte de programación completo correspondiente a dicha sesión, pero considerando inválido a todos los efectos el resultado para, alguna o algunas, de las horas del horizonte por causa de fuerza mayor.

Regla 44. Liquidación de las subastas del mercado intradiario

El operador del mercado determinará la liquidación de la energía para cada agente que participe en las subastas de mercado intradiario y en cada periodo de programación, por cada unidad de adquisición y unidad de venta.

44.1 Determinación de la retribución correspondiente a los vendedores como resultado de la liquidación de las subastas de mercado intradiario.

Los vendedores que operen en las subastas de mercado intradiario percibirán por cada unidad de venta o adquisición, y para cada periodo de programación en el que el precio marginal sea positivo, una retribución que incorporará el precio marginal en el mercado intradiario de cada periodo de programación de la zona de oferta, española o portuguesa, en la que se encuentre situada la unidad.

Los vendedores que operen en las subastas del mercado intradiario satisfarán, por cada unidad de venta o adquisición, y para cada periodo de programación en el que el precio marginal sea negativo, el pago correspondiente al precio marginal en el mercado intradiario de cada periodo de programación de la zona de oferta, española o portuguesa, en la que se encuentre situada la unidad.

El operador del mercado realizará la liquidación diaria de la energía eléctrica para cada vendedor que participe en el mercado intradiario por cada unidad de venta o de adquisición que haya sido incorporada en el programa resultante de la casación.

Para realizar las antedichas liquidaciones, el operador del mercado practicará las correspondientes anotaciones en cuenta en el registro que llevará a tales efectos por cada unidad de venta.

44.2 Precios a considerar en la determinación del precio de la adquisición de energía eléctrica en las subastas del mercado intradiario.

Los compradores que operen en las subastas del mercado intradiario satisfarán, por la energía eléctrica adquirida, y para cada periodo de programación en el que el precio marginal sea positivo, un importe que incorporará el precio marginal en el mercado intradiario de cada periodo de programación de la zona de oferta, española o portuguesa, en la que se encuentre situada la unidad.

Los compradores que operen en las subastas del mercado intradiario percibirán, por la energía eléctrica adquirida incorporada en el programa resultante de la casación y para cada periodo de programación en el que el precio marginal sea negativo, una retribución que incorporará el precio marginal en el mercado intradiario de cada periodo de programación de la zona de oferta, española o portuguesa, en la que se encuentre la unidad de adquisición.

Para realizar las antedichas liquidaciones, el operador del mercado practicará las correspondientes anotaciones en cuenta en el registro que llevará a tales efectos por cada unidad de compra.

44.3 Derechos de cobro en las subastas del mercado intradiario.

El vendedor cuyas ofertas de venta hayan resultado casadas en las sesiones de contratación del mercado intradiario e incorporadas al programa resultante de la casación, tendrá un derecho de cobro que se calculará como el producto de la energía eléctrica cuya venta se asigne en cada periodo de programación en el que el precio marginal sea positivo, a la unidad de producción, o de adquisición, de que sean titulares, o bien no de su titularidad pero a las que representen en nombre propio y por cuenta ajena, por el precio marginal fijado para el mismo, en la sesión de contratación correspondiente, de la zona de oferta, española o portuguesa, en la que se encuentre situada la unidad.

El derecho de cobro del vendedor para la unidad de oferta u en la hora h será:

DCI(u,h,s,z) = EPIBC(u,h,s,z) * PMHI(h,s,z)

siendo:

DCI (u,h,s,z): Derecho de cobro del vendedor en el mercado intradiario por la oferta correspondiente a la unidad de venta o de adquisición u, situada en la zona de oferta z, para la hora h, en la sesión «s».

EPIBC (u,h,s,z): Energía de venta asignada a la unidad de venta o de adquisición u, situada en la zona de oferta z, para la hora h en el mercado intradiario en la sesión «s».

PMHI (h,s,z): Precio marginal horario positivo correspondiente a la hora h en el mercado intradiario en la sesión «s» en la zona de oferta z.

El comprador cuyas ofertas de compra hayan resultado casadas en las sesiones de contratación del mercado intradiario e incorporadas al programa resultante de la casación, tendrá un derecho de cobro que se calculará como el producto de la energía eléctrica cuya compra se asigne en cada periodo de programación en el que el precio marginal sea negativo, a la unidad de producción, o de adquisición, de que sean titulares, o bien no de su titularidad pero a las que representen en nombre propio y por cuenta ajena, por el precio marginal fijado para el mismo, en la sesión de contratación correspondiente, de la zona de oferta, española o portuguesa, en la que se encuentre situada la unidad.

El derecho de cobro del comprador para la unidad de oferta u en la hora h será:

DCI(u,h,s,z) = EPIBC(u,h,s,z) * PMHI(h,s,z)

siendo:

DCI(u,h,s,z): Derecho de cobro del comprador en el mercado intradiario por la oferta correspondiente a la unidad de venta o de adquisición u, situada en la zona de oferta z, para la hora h, en la sesión «s».

EPIBC(u,h,s,z): Energía de venta asignada a la unidad de venta o de adquisición u, situada en la zona de oferta z, para la hora h en el mercado intradiario en la sesión «s».

PMHI (h,s,z): Precio marginal horario negativo correspondiente a la hora h en el mercado intradiario en la sesión «s» en la zona de oferta z.

44.4 Obligaciones de pago en las subastas del mercado intradiario.

El comprador cuyas ofertas de compra hayan resultado casadas en las sesiones de contratación del mercado intradiario e incorporadas en el resultado de la casación, tendrá una obligación de pago en cada periodo de programación en el que el precio marginal sea positivo, que se calculará como el producto de la energía eléctrica cuya compra se asigne en cada periodo de programación a la unidad de venta o de adquisición de que sean titulares, o bien no de su titularidad pero a las que representen en nombre propio y por cuenta ajena, por el precio marginal fijado para el mismo, en la sesión de contratación correspondiente, para la zona de oferta, española o portuguesa, en la que se encuentre situada la unidad.

La obligación de pago del comprador para la unidad de oferta u en la hora h será:

OPI(u,h,s,z) = ECPIBC(u,h,s,z) * PMHI(h,s,z)

siendo:

OPI (u,h,s,z): Obligación de pago del comprador en el mercado intradiario de subastas por la oferta correspondiente a la unidad de adquisición o de venta u, situada en la zona de oferta z, para la hora h en la sesión «s».

ECPIBC (u,h,s,z): Energía de compra correspondiente a la unidad de oferta de adquisición o de venta u, situada en la zona de oferta z, para la hora h en la sesión «s».

PMHI (h,s,z): Precio marginal horario positivo correspondiente a la hora h en el mercado intradiario en la sesión «s» en la zona de oferta z.

El vendedor cuyas ofertas de venta hayan resultado casadas en las sesiones de contratación del mercado intradiario e incorporadas en el resultado de la casación, tendrá una obligación de pago en cada periodo de programación en el que el precio marginal sea negativo, que se calculará como el producto de la energía eléctrica cuya venta se asigne en cada periodo de programación a la unidad de venta o de adquisición de que sean titulares, o bien no de su titularidad pero a las que representen en nombre propio y por cuenta ajena, por el precio marginal fijado para el mismo, en la sesión de contratación correspondiente, para la zona de oferta, española o portuguesa, en la que se encuentre situada la unidad.

La obligación de pago del vendedor para la unidad de oferta u en la hora h será:

OPI(u,h,s,z) = EVPIBC(u,h,s,z) * PMHI(h,s,z)

siendo:

OPI (u,h,s,z): Obligación de pago del vendedor en el mercado intradiario de subastas por la oferta correspondiente a la unidad de adquisición o de venta u, situada en la zona de oferta z, para la hora h en la sesión «s».

EVPIBC (u,h,s,z): Energía de venta correspondiente a la unidad de oferta de adquisición o de venta u, situada en la zona de oferta z, para la hora h en la sesión «s».

PMHI (h,s,z): Precio marginal horario negativo correspondiente a la hora h en el mercado intradiario en la sesión «s» en la zona de oferta z.

44.5 Ingresos en las subastas del mercado intradiario por el proceso de separación de mercados en la interconexión entre España y Portugal.

La liquidación de cada sesión de contratación del mercado intradiario tras la aplicación del proceso de separación de mercados dará lugar a unos ingresos que se calcularán como el producto de la capacidad de intercambio efectivamente utilizada en el marco del proceso de separación de mercados en cada periodo de programación por la diferencia de los precios marginales fijados para el mismo para dicha sesión de contratación en cada una de las zonas de oferta, española y portuguesa. Dichos ingresos, denominados renta de congestión, se repartirán a partes iguales entre el sistema eléctrico español y el sistema eléctrico portugués.

Se anotará, por lo tanto, a cada operador del sistema un derecho de cobro en cuenta en la hora h como:

DCPIBCPTES_CI(h,s) = 0,5 * abs(EPIBCPTES(h,s)) * abs(PMHI(h,s,z₁)-PMHI(h,s,z₂))

siendo:

DCPIBCPTES_CI (h,s): Derecho de cobro en la hora h, en la sesión de contratación «s» del mercado intradiario, anotado en cuenta a los operadores del sistema español y portugués, por la aplicación del proceso de separación de mercados entre las dos zonas de oferta, española y portuguesa.

EPIBCPTES (h,s): Capacidad de intercambio efectivamente utilizada en el marco del proceso de separación de mercados en la hora h entre la zona de oferta española y portuguesa en la sesión de contratación «s» del mercado intradiario.

z1, z₂: Subíndices que se refieren a las zonas de oferta española y portuguesa respectivamente.

44.6 Publicación de los resultados de la liquidación de las subastas del mercado intradiario.

De acuerdo con las normas generales de confidencialidad establecidas en estas reglas, tras cada sesión del mercado intradiario de subastas el operador del mercado pondrá a disposición de los agentes del mercado, a través de sus sistemas de información, los resultados sobre los derechos de cobro y las obligaciones de pago derivados de dicha sesión de mercado, para el horizonte diario de programación correspondiente a cada sesión de contratación.

Las anotaciones correspondientes a cada sesión de contratación serán provisionales si:

(a) La casación correspondiente fuera provisional de acuerdo con la Regla de «Secuencia de operaciones de los mercados intradiarios».

(b) La existencia de reclamaciones pendientes respecto del desarrollo de alguna sesión de contratación del mercado.

(c) Apareciesen, a posteriori, valores erróneos en la liquidación.

Estas anotaciones devendrán definitivas cuando no concurra ninguna de las circunstancias anteriores, salvo en el caso de que por alguno de dichos motivos fuera necesario realizar una nueva liquidación, en cuyo caso las nuevas anotaciones serán definitivas cuando no concurra ningún motivo de provisionalidad entre los citados en los párrafos anteriores.

Mercado intradiario continuo

Regla 45. Objetivo y conceptos básicos

Acorde a lo dispuesto en el Reglamento (EU) 2015/1222 del 24 de julio de 2015, en adelante CACM, el mercado intradiario continuo tiene por objeto atender la venta y la adquisición de energía que se pueda producir en las horas más próximas al tiempo de entrega de la energía física (tiempo real), teniendo en cuenta el Programa Diario Viable definitivo (PDVD) y el resultado de las sucesivas subastas intradiarias realizadas por el operador del mercado.

El mercado intradiario continuo se estructura de acuerdo con las siguientes reglas:

a) El periodo de negociación en el mercado intradiario continuo se establecerá de conformidad al contenido del CACM.

b) El momento inicial de presentación de ofertas de venta y de adquisición en el mercado intradiario continuo, y el plazo de presentación de las mismas, será el determinado en el anexo 1 de estas reglas.

c) El operador del mercado pondrá a disposición de los agentes la posibilidad de negociar al menos el producto horario, tal y como se define en el anexo 1, pudiendo existir más productos.

d) La ampliación o reducción del número productos negociables en el mercado intradiario continuo podrá ser realizada a propuesta del operador del mercado y previa autorización de los organismos reguladores que corresponda.

e) Un contrato es un producto aplicado a un instante, de inicio y de fin concreto, para el cual los agentes de mercado podrán presentar ofertas de venta y/o adquisición durante el periodo de negociación habilitado.

f) El estado de cada contrato establecerá la posibilidad de que los agentes presenten ofertas al mercado intradiario continuo. Dicho estado se corresponde con uno de los cuatro siguientes:

– FIN: Contrato cerrado y finalizado. No se admiten ofertas para un periodo de negociación en dicho estado.

– TRADE: Contrato abierto y en negociación. Se admiten ofertas para un periodo de negociación en dicho estado.

– UPC: Contrato cerrado y a la espera de ser abierto a negociación. No se admiten ofertas para un periodo de negociación en dicho estado.

– INT: Contrato con la negociación interrumpida por parte de la Plataforma de Contratación Continua Europea. En este estado no se admiten ofertas.

El ciclo de vida (inicio-negociación-fin) de cada contrato de cada producto, seguirá un horario establecido, tal y como se define en el anexo 1.

g) Se define como ronda, el periodo de negociación del mercado intradiario continuo en el que las operaciones realizadas por los agentes son agrupadas para un procesamiento común. La apertura de una ronda se produce en el instante en el que se cierra la ronda inmediatamente anterior. El cierre de una ronda está asociado con el cierre de negociación de un contrato en la Plataforma de Contratación Continua Europea.

La ampliación o reducción del número de sesiones de subastas del mercado intradiario y su impacto en el funcionamiento y los horizontes de negociación del mercado intradiario continuo, podrá ser realizada por el operador del mercado, previa autorización de los organismos reguladores que corresponda.

Regla 46. Ofertas al mercado intradiario continuo

46.1 Ofertas.

Podrán presentarse varias ofertas de venta y/o adquisición para un mismo contrato en negociación y una misma unidad de venta o adquisición que serán tratadas de forma independiente.

Para cada oferta deberá ser especificada al menos, la siguiente información:

– Contrato ofertado.

– Unidad de oferta o porfolio.

– Cantidad de energía ofertada, expresada como un número entero en MWh, con una cifra decimal.

– Precio de la oferta, expresado en €/MWh, con dos decimales.

– Si la oferta es de compra o de venta.

– Las condiciones de oferta aplicables, tal y como se indica en la Regla de «Condiciones a las ofertas en mercado intradiario continuo».

Pudiendo ser dicha información modificada dependiendo del producto en cuestión, tal y como se define en el anexo 1.

46.2 Proceso de envío de ofertas.

Se podrán enviar ofertas de venta y adquisición a los contratos que estén en estado de contratación.

Los agentes de mercado enviarán sus ofertas de venta y adquisición a través de la Plataforma de Negociación provista por el operador de mercado, en el que introducirán toda la información requerida para el envío de las mismas.

Además, en la negociación en mercado intradiario continuo, y a fin de simplificar el proceso, los agentes de mercado podrán seleccionar las ofertas para un determinado contrato con las que desee cerrar una transacción, por la cantidad y el precio, presentados en dicho momento en el Libro de Ofertas. En este caso, el cliente de negociación proporcionado por el operador del mercado generará una oferta con dichos parámetros de cantidad y precio, siempre dentro de los límites válidos, pudiendo el agente, previo a su envío, modificarlos y añadir condiciones para su oferta.

46.2.1 Limites máximos y mínimos de cantidad de energía y precio aceptados por el operador del mercado en el mercado intradiario continuo.

El operador del mercado verificará en el momento de la inserción de la oferta que:

– Los precios de las energías expresados en las ofertas no son superiores a los límites de precios máximos, ni inferiores a los límites de precios mínimos indicados en el anexo 2.

– Los precios de las energías expresados en las ofertas no son superiores ni inferiores a los umbrales de notificación de precios indicados en el anexo 2. En caso de ser superados los correspondientes umbrales, el operador del mercado informará al agente en su respuesta a la inserción de dicha oferta, que la oferta supera en alguna hora los umbrales de notificación de precios máximo o mínimo establecidos para el mercado al que se está ofertando. Esta comprobación y respuesta tendrá carácter informativo para el agente, y será emitida por el operador del mercado sin perjuicio de cualquier otra validación o respuesta que pudiera realizarse sobre la misma oferta.

También se verificará en el momento de la inserción que la energía ofertada no supera la cantidad máxima. La oferta se rechazará en caso contrario.

Los valores en límites de cantidad y precio para la inserción de ofertas de venta y adquisición al mercado intradiario continuo, serán, en cualquier caso:

– Cantidad máxima: en MWh de acuerdo a establecido en la Plataforma de Contratación Continua Europea.

– Precio máximo: según lo establecido en el anexo 2.

– Precio mínimo: según lo establecido en el anexo 2.

46.2.2 Validación de ofertas.

Toda oferta recibida en la Plataforma de Negociación del Operador de Mercado, y de forma previa a su envío e incorporación en el Libro de Ofertas, estará sujeta a un proceso de validación, existiendo condiciones de aceptación de la oferta.

Las ofertas presentadas de venta y adquisición que no cumplan las condiciones de aceptación, serán rechazadas y no serán tenidas en cuenta. A tal efecto, se realizarán las siguientes validaciones de aceptación de las ofertas:

– El contrato está en un estado que permite la recepción de ofertas (TRADE).

– El agente de mercado está facultado para presentar ofertas de venta y adquisición para dicho contrato en el momento de validación de la oferta.

– El agente de mercado está dado de alta con fecha vigente en el operador del mercado.

– La unidad de oferta o porfolio para la que se presenta la oferta es válida, está vigente y el agente es el responsable de enviar ofertas de dicha unidad.

– Se verificará que el valor económico de la oferta no supera el correspondiente límite operativo. Si la unidad de oferta es de propiedad compartida, los agentes titulares deberán disponer de límite operativo suficiente para respaldar el porcentaje de la oferta de su titularidad.

El valor económico de la oferta de compra se calculará como el producto de la energía por el precio, en caso de ser este último positivo. Si el precio fuera negativo la valoración será cero.

El valor económico de la oferta de venta se calculará como el valor absoluto del producto de la energía por el precio, en caso de ser este último negativo. Si el precio fuera positivo la valoración será cero.

– La cantidad y precio de la oferta deberán estar dentro de los límites establecidos a tal efecto por el operador de mercado.

46.2.3 Información recibida de los operadores del sistema: indisponibilidades, limitaciones a la posibilidad de ofertar y capacidades comerciales de las interconexiones internacionales.

46.2.3.1 Definición e incorporación de la información sobre indisponibilidades en el mercado intradiario continuo.

Sin perjuicio de lo establecido para otros mercados en las Reglas de «Definición e incorporación de la información sobre indisponibilidades», la información sobre indisponibilidades se incorporará en el Sistema de Información del Operador del Mercado, siendo la hora límite de aplicación para el mercado intradiario continuo y a efectos de validación de una oferta enviada en una ronda, la establecida en el anexo 1.

46.2.3.2 Definición e incorporación de la información sobre limitaciones a la posibilidad de ofertar al mercado intradiario continuo.

Sin perjuicio de lo establecido para otros mercados en la Regla de «Definición e incorporación de la información sobre limitaciones a la posibilidad de ofertar», la información sobre limitaciones unitarias se incorporará en el Sistema de Información del Operador del Mercado, siendo la hora límite de aplicación para el mercado intradiario continuo y a efectos de validación de una oferta enviada en una ronda, la establecida en el anexo 1.

46.2.3.3 Definición e incorporación de la información sobre capacidades comerciales de las interconexiones internacionales en el mercado intradiario continuo por los operadores del sistema.

La información y actualización sobre las capacidades de importación y exportación por los operadores del sistema a la Plataforma de Contratación Continua Europea, se realizarán a través de esta, y contendrá información sobre la capacidad libre de importación y exportación en cada periodo de programación para cada una las interconexiones del sistema eléctrico español.

46.2.4 Verificaciones de la energía máxima de venta a ofertar en un contrato.

El operador del mercado comprobará la adecuación de los datos de la oferta con la información contenida en el Sistema de Información del Operador del Mercado.

Unidades de Oferta:

Para la energía máxima a ofertar en un contrato, en caso de una oferta de venta de una unidad de venta, se validará que la energía incluida en la oferta para cada periodo del contrato, más el programa de la unidad ofertante para cada periodo en ese momento, más la energía de las ofertas de venta vigentes en la Plataforma de Contratación Continua Europea en lo que afecte a cada periodo incluido en el contrato no supere alguno de los valores siguientes:

– La energía máxima de la unidad en la base de datos del operador de mercado.

– La energía máxima disponible considerando las indisponibilidades que apliquen.

– La energía limitada por las limitaciones unitarias que apliquen comunicadas por los operadores del sistema.

Para la energía máxima a ofertar en un contrato, en caso de una oferta de venta de unidades de adquisición se validará que el programa de la unidad ofertante en ese momento para cada periodo del contrato, menos la energía de las ofertas de venta vigentes en la Plataforma de Contratación Continua Europea en lo que afecte a cada periodo incluido en el contrato, menos la energía incluida en la oferta para cada periodo del contrato, es superior o igual al máximo entre:

– La energía mínima de la unidad en la base de datos, cero, del operador de mercado.

– La energía limitada por las limitaciones unitarias que apliquen comunicadas por los operadores del sistema.

En el caso de superar la energía ofertada el valor límite en alguna de los periodos de negociación, la oferta será rechazada en su totalidad.

En el caso que las limitaciones que apliquen sean no compatibles con las indisponibilidades que apliquen, el operador del mercado permitirá ofertar al agente respetando las indisponibilidades en la medida de lo posible.

Unidades Porfolio:

Para la energía máxima a ofertar, en caso de una oferta de venta de una unidad porfolio de venta, se validará que la energía incluida en la oferta para cada Contrato, más el programa previo de esa unidad porfolio para cada Contrato, más la energía de las ofertas de venta vigentes en la Plataforma de Contratación Continua Europea en lo que afecte a cada Contrato no supere el mínimo de los valores siguientes:

– La potencia declarada por el agente para la unidad porfolio de venta.

– El resultado de sumar los máximos incrementos de energía de las unidades de oferta de venta en las que puede desagregar la unidad porfolio, más los máximos decrementos de energía de las unidades de oferta de compra en las que puede desagregar la unidad porfolio.

Los máximos incrementos de energía de las de las unidades de oferta de venta se calcularán como la diferencia entre la energía horaria máxima y la energía horaria del programa acumulado de la última subasta efectuada. Entendiendo por energía horaria máxima, con la información vigente antes del inicio de la ronda en la que se está ofertando, la mínima entre:

– La potencia máxima de la unidad de oferta.

– La energía disponible de acuerdo a las indisponibilidades recibidas por los Operadores del Sistema que apliquen a esa unidad de oferta.

– La energía máxima limitada por las limitaciones unitarias que apliquen comunicadas por los Operadores del Sistema.

Los máximos decrementos de energía de las unidades de oferta de compra se calcularán como la diferencia entre la energía horaria del programa acumulado de la última subasta y la energía horaria mínima. Entendiendo por energía horaria mínima, con la información vigente antes del inicio de la ronda en la que se está ofertando, la máxima entre:

– La energía horaria mínima de la unidad de oferta, 0 MW.

– La energía mínima limitada por las limitaciones unitarias que apliquen comunicadas por los Operadores del Sistema.

En caso de que el cálculo del máximo incremento o del máximo decremento de una unidad de oferta para un periodo en concreto arrojen un resultado negativo, su aportación al sumatorio de cada Contrato será nula.

Para la energía máxima a ofertar en caso de una oferta de venta de una unidad porfolio de compra, se validará que el programa de la unidad porfolio para cada Contrato, menos la energía incluida en la oferta para cada Contrato, menos la energía de las ofertas de venta vigentes en la Plataforma de Contratación Continua Europea en lo que afecte a cada Contrato no supere la energía mínima de la unidad porfolio en la base de datos, es decir cero, del Operador de Mercado.

En caso de superar la energía ofertada el valor límite en alguna de los periodos de negociación, la oferta será rechazada en su totalidad.

46.2.5 Verificaciones de la energía máxima de adquisición a ofertar en un contrato.

El operador del mercado comprobará la adecuación de los datos de la oferta con la información contenida en el Sistema de Información del Operador del Mercado.

Unidades de Oferta:

Para la energía máxima a ofertar en un contrato, en caso de una oferta de compra de una unidad de adquisición, se validará que la energía incluida en la oferta para cada periodo del contrato, más el programa de la unidad ofertante en ese momento para cada periodo del contrato, más la energía de las ofertas de compra vigentes en la Plataforma de Contratación Continua Europea en lo que afecte a cada periodo incluido en el contrato no supere alguno de los valores siguientes:

– La energía máxima de la unidad en la base de datos del operador de mercado.

– La energía máxima disponible considerando las indisponibilidades que apliquen.

– La energía limitada por las limitaciones unitarias que apliquen comunicadas por los operadores del sistema.

Para la energía máxima a ofertar en un contrato, en caso de una oferta de compra de unidades de venta se validará que el programa de la unidad ofertante en ese momento para cada periodo del contrato, menos la energía de las ofertas de compra vigentes en la Plataforma de Contratación Continua Europea en lo que afecte a cada periodo incluido en el contrato, menos la energía incluida en la oferta para cada periodo del contrato, es superior o igual al máximo entre:

– La energía mínima de la unidad en la base de datos, cero, del operador de mercado.

– La energía limitada por las limitaciones unitarias que apliquen comunicadas por los operadores del sistema.

En el caso de superar la energía ofertada el valor límite en alguno de los periodos de negociación, la oferta será rechazada en su totalidad.

En el caso que las limitaciones que apliquen sean no compatibles con las indisponibilidades que apliquen, el operador del mercado permitirá ofertar al agente respetando las indisponibilidades en la medida de lo posible.

Unidades Porfolio:

Para la energía máxima a ofertar en caso de una oferta de compra de una unidad porfolio de compra, se validará que la energía incluida en la oferta para cada Contrato, más el programa de esa unidad porfolio para cada Contrato, más la energía de las ofertas de compra vigentes en la Plataforma de Contratación Continua Europea en lo que afecte a cada Contrato no supere el mínimo de los valores siguientes:

– La potencia declarada por el agente para la unidad porfolio de compra.

– El resultado de sumar los máximos incrementos de energía de las unidades de oferta de compra en las que puede desagregar la unidad porfolio, más los máximos decrementos de energía de las unidades de oferta de venta en las que puede desagregar la unidad porfolio.

Los máximos incrementos de energía de las unidades de oferta de compra se calcularán como la diferencia entre la energía horaria máxima y la energía horaria del programa acumulado de la última subasta efectuada. Entendiendo por energía horaria máxima, con la información vigente antes del inicio de la ronda en la que se está ofertando, la mínima entre:

– La potencia máxima de la unidad de oferta.

– La energía disponible de acuerdo a las indisponibilidades recibidas por los Operadores del Sistema que apliquen a esa unidad de oferta.

– La energía máxima limitada por las limitaciones unitarias que apliquen comunicadas por los Operadores del Sistema.

Los máximos decrementos de energía de las unidades de oferta de venta se calcularán como la diferencia entre la energía horaria del programa acumulado de la última subasta y la energía horaria mínima. Entendiendo por energía horaria mínima, con la información vigente antes del inicio de la ronda en la que se está ofertando, la máxima entre:

– La energía horaria mínima de la unidad de oferta, 0 MW.

– La energía mínima limitada por las limitaciones unitarias que apliquen comunicadas por los Operadores del Sistema.

En caso de que el cálculo del máximo incremento o del máximo decremento de una unidad de oferta para un periodo en concreto arrojen un resultado negativo, su aportación al sumatorio de cada Contrato será nula.

Para la energía máxima a ofertar en caso de una oferta de compra de una unidad porfolio de venta, se validará que el programa de la unidad porfolio para Contrato, menos la energía incluida en la oferta para cada Contrato, menos la energía de las ofertas de compra vigentes en la Plataforma de Contratación Continua Europea en lo que afecte a cada Contrato no supere la energía mínima de la unidad porfolio en la base de datos, es decir cero, del Operador de Mercado.

En caso de superar la energía ofertada el valor límite en alguna de los periodos de negociación, la oferta será rechazada en su totalidad.

46.2.6 Aceptación de ofertas.

Sin perjuicio de lo establecido en la Regla de» Validación de ofertas», una oferta se considerará aceptada cuando la Plataforma de Contratación Continua Europea emita la respectiva confirmación electrónica.

Sobre una oferta de venta o adquisición activa en el sistema previamente enviada, es posible realizar las siguientes acciones:

– Modificación: Pudiendo variar la cantidad, precio o condiciones de ejecución.

– Anulación: Cancelación inmediata de una oferta o de todas las ofertas del usuario o del agente.

46.2.6.1 Modificación de ofertas en el mercado intradiario continuo.

Toda oferta de venta o adquisición que no haya sido previamente casada totalmente ni rechazada, y permanezca en el Libro de Ofertas podrá ser modificada por el agente de mercado mientras el contrato esté en un estado que permita el envío de ofertas.

La oferta se considerará modificada cuando, una vez realizadas las validaciones establecidas en la Regla «Validación de ofertas», la Plataforma de Contratación Continua Europea emita la respectiva confirmación electrónica.

A los efectos de la Regla de »Casación de ofertas en Mercado intradiario continuo», la modificación de una oferta de venta o adquisición almacenada y mostrada en el Libro de Ofertas, supondrá la cancelación de la oferta original y la incorporación de una nueva oferta con los nuevos parámetros y condiciones introducidos.

46.2.6.2 Anulación de ofertas en el mercado intradiario continuo.

Toda oferta de venta o adquisición que no haya sido previamente casada totalmente ni rechazada y permanezca en el Libro de Ofertas podrá ser cancelada por el agente de mercado mientras el contrato al que se presentó esté en un estado que lo permita.

La oferta se considerará cancelada cuando la Plataforma de Contratación Continua Europea emita la respectiva confirmación electrónica.

Adicionalmente, en caso de baja, exclusión o suspensión temporal de un agente de mercado, las ofertas existentes en el Libro de Ofertas correspondientes a dicho agente de mercado, serán canceladas por el operador del mercado.

46.2.7 Hibernación de ofertas en el mercado intradiario continuo.

En caso de detectarse un problema en los procesos de la Plataforma de Contratación Continua Europea (sistema central) o de la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado (sistema local), o mantenimiento programado en cualquiera de ambas plataformas, existe la posibilidad de que las ofertas potencialmente afectadas por dicho problema o mantenimiento sean desactivadas (hibernadas) por la plataforma correspondiente como medida de precaución para evitar su casación en un momento en el que el sistema se encuentra inestable. Las ofertas hibernadas por este motivo serán reactivadas, una vez que la incidencia que provocó la inestabilidad quede resuelta y siempre y cuando sea técnicamente posible, sólo en el caso en que el agente lo hubiera solicitado previamente a través del Sistema de Información del Operador de Mercado, validando de nuevo los límites de energía de cada una de ellas del mismo modo que si hubiesen sido insertadas de nuevo. El resto de ofertas permanecerán hibernadas, pudiendo ser reactivadas por el agente.

Adicionalmente y con objeto de realizar las sesiones de subasta intradiaria, se suspenderá la negociación del mercado continuo para los contratos incluidos en el horizonte de subasta. Las ofertas incluidas en el Libro de Ofertas para dichos contratos, serán hibernadas durante el tiempo necesario para realizar la casación y obtener resultados.

Una vez publicados los resultados de la casación y previo a la reapertura del mercado intradiario continuo para los contratos comprendidos dentro del horizonte de la sesión casada, se reactivarán las ofertas previamente hibernadas en caso de que el agente lo hubiera solicitado a través del Sistema de Información del Operador de Mercado, validando de nuevo los límites de energía de cada una de ellas del mismo modo que si hubiesen sido insertadas de nuevo, pero teniendo en cuenta el programa de las unidades de oferta actualizado tras la casación de la sesión y las limitaciones unitarias e indisponibilidades vigentes, siendo rechazadas las ofertas en caso de no superar la validación. El resto de ofertas previamente hibernadas y que no son reactivadas, pasarán a estar canceladas en este mismo proceso.

Las ofertas hibernadas por la plataforma tendrán la consideración de no activas, dejando de estar expuestas al mercado y no pudiendo por tanto ser casadas con otras ofertas existentes hasta que sean activadas de nuevo. El agente tendrá la posibilidad de volver a activar todas las ofertas hibernadas en una sola acción o activar individualmente sólo un subconjunto de ellas. Las ofertas hibernadas también pueden ser anuladas sin pasar por la activación (en los momentos que el mercado permita la anulación).

Una oferta hibernada que pasa al estado de activa se comportará como una nueva oferta.

En caso de que el agente solicite la reactivación de sus ofertas en una sola acción, se seguirán los siguientes criterios:

– Las ofertas de venta hibernadas serán reactivadas primero, comenzando por las ofertas de venta más competitivas (precio menor) y por aquellos contratos con cierre de negociación más cercanos al momento de reactivación. En caso de igualdad de precio se reactivarán por orden de llegada a la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado, comenzando por las primeras ofertas recibidas.

– Las ofertas de compra hibernadas serán reactivadas después, comenzando por las ofertas de compra más competitivas (precio mayor) y por aquellos contratos con cierre de negociación más cercanos al momento de reactivación. En caso de igualdad de precio se reactivarán por orden de llegada a la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado, comenzando por las primeras ofertas recibidas.

– En el caso que una orden hibernada/inactiva no pueda ser reactivada por no superar alguna de las validaciones durante la reactivación, dicha oferta será rechazada. El motivo del rechazo reflejará la razón del mismo.

– Las ofertas no serán reactivadas parcialmente (sólo parte de su energía) en ningún caso; o se reactivan en su totalidad o serán rechazadas.

46.2.8 Libro de ofertas del mercado intradiario continuo.

El Libro de Ofertas será calculado por la Plataforma de Contratación Continua Europea, teniendo en cuenta la información recibida por parte de todos los operadores de mercado europeos, a partir de todas las ofertas válidas de venta y adquisición presentadas por los agentes de mercado en el ámbito europeo y cuyas condiciones a las ofertas permitan su almacenamiento en el Libro de Ofertas.

Las ofertas que pueden ser visualizadas, de forma anónima, desde cada área de precio (lista de ofertas locales) será calculada y distribuida por la Plataforma de Contratación Continua Europea. Adicionalmente, la lista de ofertas locales será recalculada como consecuencia de cualesquiera de los siguientes eventos:

a. Envío, modificación o anulación de una oferta válida de venta o adquisición.

b. Cambios en el estado de la capacidad libre de importación y exportación en cualquiera de las distintas interconexiones europeas, pudiendo dicho cambio ser debido a:

1. Asignación de capacidad libre debido a una transacción internacional.

2. Asignación explícita de capacidad en su caso.

3. Actualización de la capacidad de importación o exportación en cualquiera de las interconexiones internacionales gestionadas en la Plataforma de Contratación Continua Europea.

c. Como consecuencia de una transacción, haga uso de capacidad transfronteriza o no.

Una vez recalculado, la lista de ofertas locales será enviada por la Plataforma de Contratación Continua Europea a los operadores de mercado para su integración y visualización a sus respectivos agentes de mercado a través de sus respectivas plataformas de negociación.

Concretamente, la Plataforma de Negociación del Operador de Mercado mostrará:

– Para el área portuguesa, la lista de ofertas locales mostrará aquellas ofertas de venta y adquisición más competitivas que tengan como origen el área portuguesa o bien provengan del exterior de dicha área, y que pudiesen atravesar la interconexión (desde España) acorde la capacidad libre en la interconexión en cada momento.

– Para el área española, la lista de ofertas locales mostrará aquellas ofertas de venta y adquisición más competitivas que tengan como origen el área española o bien provengan del exterior de dicha área, y que pudiesen atravesar la interconexión (bien desde Portugal o bien desde Francia) y acorde la capacidad libre en la correspondiente interconexión en cada momento.

La visualización de la lista de ofertas locales dispondrá de un número máximo de ofertas de acuerdo a lo establecido en la Plataforma de Contratación Continua Europea.

46.2.9 Condiciones a las ofertas en mercado intradiario continuo.

En el momento de envío de las ofertas al mercado intradiario continuo, los agentes de mercado podrán incluir condiciones a sus ofertas presentadas de venta o adquisición, bien a la ejecución o bien a la validez.

Los distintos tipos de condiciones son los descritos en el anexo 1 de las presentes reglas.

46.2.10 Cesta de ofertas (Basket Orders).

Los agentes de mercado podrán crear una cesta de varias ofertas (basket) que podrán estar asociadas a diferentes contratos.

El envío de la cesta implicará el procesamiento de todas las ofertas incluidas en la cesta. Las ofertas incluidas en la cesta podrán resultar o no casadas, independientemente unas de otras, dependiendo de las condiciones indicadas por el agente de mercado a la propia cesta.

Cada una de las ofertas de venta o adquisición incluidas en la cesta, podrá a su vez especificar condiciones a la ejecución y/o a la validez para dicha oferta.

Los distintos tipos de condiciones a las cestas de ofertas, son los descritos en el anexo 1 de las presentes reglas.

La cesta será rechazada en su totalidad si contiene alguna oferta asociada a algún contrato que no esté en estado Trade.

46.2.11 Procedimiento de modificación o creación de nuevos tipos de ofertas por el operador de mercado.

El operador del mercado, podrá proponer la modificación o definición de nuevos tipos de ofertas para el mercado intradiario continuo de acuerdo a lo establecido en la Circular 3/2019 de 20 de noviembre por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y de la gestión de la operación del sistema.

46.2.12 Información proporcionada por la plataforma de negociación del operador de mercado.

Durante la negociación del mercado intradiario continuo, la información disponible en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado, para los agentes de mercado en lo relativo a productos, contratos y la información relativa a las ofertas contenidas en la lista de ofertas locales, se mostrará de forma anónima, identificando exclusivamente las operaciones realizadas por el propio agente.

La información proporcionada será, al menos, la siguiente:

– Contratos para los que esté habilitado a negociar y hora de finalización.

– Estado de los contratos (UPC, TRADE, FIN, INT).

– Lista de ofertas locales para cada uno de los contratos en negociación.

– Para cada contrato en negociación, el volumen de energía casada y el precio de las transacciones realizadas en el área correspondiente.

– Registro de actividad durante la sesión en mercado intradiario continuo.

– Saldo de la cuenta de garantías asociada, identificando tanto la cuantía utilizada como la cuantía libre para ser utilizada y cubrir nuevas operaciones.

Regla 47. Casación de ofertas en mercado intradiario continuo

47.1 Casación de ofertas.

Las ofertas de venta y adquisición serán enviadas a través de la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado siempre que la negociación de dicho contrato esté habilitada a tal efecto.

Al introducir un agente de mercado una oferta a través de la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado y ser esta validada correctamente por el operador de mercado, dicha oferta será enviada a la Plataforma de Contratación Continua Europea donde, dependiendo de las condiciones indicadas en la inserción será almacenada en el Libro de Ofertas, será descartada y/o se realizará la casación.

La casación se realizará de conformidad con los requerimientos establecidos para la Plataforma de Contratación Continua Europea en base al CACM.

En caso de producirse una casación, el resultado de la misma será comunicado al propio agente, quedando actualizada la lista de ofertas locales.

47.2 Firmeza y efectos de la casación.

Las transacciones realizadas en la Plataforma de Contratación Continua Europea tendrán carácter firme acorde a lo especificado en el CACM.

Dicha firmeza conllevará, si la oferta es de compra una obligación de adquisición del producto, y, si la oferta es de venta, una obligación de entrega del mismo. Adicionalmente conllevará, la obligación de pago y el derecho de cobro al precio de la transacción, respectivamente.

Tras el cierre de cada ronda, el operador de mercado comunicará a los correspondientes operadores del sistema (español y portugués), el volumen total de energía en la unidad de oferta correspondiente a las transacciones realizadas.

Regla 48. Desagregaciones de las unidades porfolio

Los agentes que hayan participado en el mercado intradiario continuo mediante unidades porfolio deberán enviar al operador de mercado las desagregaciones de las posiciones de las unidades porfolio a unidades de oferta. Los agentes desagregarán las energías de cada unidad porfolio en las unidades ofertantes de venta o adquisición asociadas a dicha unidad porfolio.

Las posiciones de venta resultantes de las transacciones realizadas con una unidad porfolio sólo podrán ser desagregadas en operaciones de venta de las unidades de oferta asociadas a dicha unidad de porfolio. Las posiciones de compra resultantes de las transacciones realizadas con una unidad porfolio sólo podrán ser desagregadas en operaciones de compra de las unidades de oferta asociadas a dicha unidad porfolio.

48.1 Contenido de las desagregaciones.

Cada desagregación será identificada por:

– Unidad porfolio de la que se desagrega la energía

– Fecha y Periodo para el que se desagrega dicha energía

Cada desagregación incluirá la siguiente información adicional por cada unidad de oferta en la que se desea desagregar:

– Unidad de Oferta

– Energía desagregada en dicha unidad de oferta

48.2 Envío de desagregaciones.

Cada agente, a la vista del resultado de las transacciones realizadas por cada una de sus unidades porfolio, comunicará al Operador del Mercado la desagregación de las energías en unidades de oferta incluidas en el porfolio, pudiendo comunicar la desagregación desde el momento que recibe la confirmación de la ejecución de la transacción hasta 5 minutos después del cierre de la ronda donde termina el periodo que no va a negociarse más.

El envío de desagregaciones podrá realizarse en cualquier momento, afectando a cualquiera de los Contratos abiertos a negociación y hasta 5 minutos posteriores al cierre de cada Contrato.

Los agentes podrán realizar en un mismo envío las desagregaciones de todas o algunas de sus unidades de porfolio y periodos.

48.3 Validaciones en la recepción y respuesta.

El Operador del Mercado validará las desagregaciones de las posiciones abiertas de las unidades porfolio de acuerdo con los siguientes criterios:

– Se comprobará que el agente que realiza el envío de desagregaciones no está suspendido ni dado de baja en el Operador del Mercado.

– Se comprobará que la unidad porfolio y unidades ofertantes de venta o adquisición en que se desagregan las posiciones abiertas de las unidades porfolio, corresponden a unidades del agente, existentes y dadas de alta en el sistema del Operador de Mercado, y asociadas a la unidad porfolio para el periodo que se está desagregando.

– Se comprobará que la unidad porfolio de venta sólo desagrega en operaciones de venta de las unidades de oferta asociadas a dicha unidad porfolio.

– Se comprobará que la unidad porfolio de compra sólo desagrega en operaciones de compra de las unidades de oferta asociadas a dicha unidad porfolio.

– Se validará que el periodo al que hace referencia la desagregación se corresponde con alguno de los Contratos que se están negociando o con el Contrato que acaba de finalizar su negociación.

Si alguna de las comprobaciones anteriores no es superada, la desagregación de esa unidad porfolio y periodo será rechazada. Aquellas desagregaciones que hayan superado las comprobaciones anteriores serán aceptadas provisionalmente, y se procederá a validar la energía desagregada:

– Se comprobará que la suma de las cantidades desagregadas en unidades de oferta coincide con el neto actual en Sistema de Información del Operador de Mercado de la unidad porfolio para el periodo que va a ser desagregado.

– Asimismo, se comprobará que cada unidad de oferta puede recibir energía de desagregación teniendo en cuenta:

• El programa actual de la unidad de oferta,

• La potencia máxima de la unidad de oferta,

• Indisponibilidades y limitaciones vigentes durante la ronda en negociación excepto si la desagregación se produce en los 5 minutos posteriores al cierre de la ronda y para el periodo cuyo Contrato acaba de finalizar su negociación, en cuyo caso se tendrán en cuenta las indisponibilidades y limitaciones vigentes durante la ronda que cerró.

Las desagregaciones serán aceptadas provisionalmente aún en el caso de que no se cumplan las validaciones previamente descritas, informando al agente responsable del envío de la desagregación acerca del resultado de dicha verificación.

48.4 Actualización de la información de las desagregaciones enviadas por un agente.

La información de desagregaciones podrá ser actualizada mediante la comunicación por parte del agente responsable de una nueva información de desagregaciones para un porfolio y un periodo. En caso de haber sido aceptada provisionalmente, la nueva información sustituirá a todos los efectos a la previamente comunicada.

En caso de no haber sido aceptada, se mantendrá como válida la información previa disponible, aceptada anteriormente como válida.

48.5 Consolidacion de desagregaciones.

En el minuto 5 posterior al cierre de cada Contrato se volverán a validar aquellas desagregaciones aceptadas provisionalmente para el periodo que ya no volverá a negociarse.

Se volverán a comprobar las energías desagregadas para cada unidad porfolio, validando que:

– La suma de las cantidades desagregadas coincide con el neto actual de la unidad porfolio para el periodo desagregado, y

– Cada unidad de oferta puede recibir energía de desagregación teniendo en cuenta:

• El programa de la unidad de oferta previo al proceso de consolidación,

• La potencia máxima de la unidad de oferta,

• Las Indisponibilidades y las limitaciones unitarias vigentes durante la ronda que cerró.

48.6 Desagregaciones por defecto.

En caso de que la desagregación de una unidad porfolio resulte errónea o no haberse recibido ninguna desagregación del porfolio por parte del agente, se creará una desagregación por defecto de dicha unidad porfolio para el periodo que ya no volverá a negociarse.

Las desagregaciones por defecto se realizarán automáticamente por el Operador de Mercado de acuerdo a los siguientes puntos:

– Se realizará solo para el periodo que no volverá a ser negociado.

– Se tendrá en cuenta el programa previo de cada unidad ofertante en la que pueda desagregar el porfolio.

– La potencia máxima de cada unidad de oferta,

– Las indisponibilidades y limitaciones vigentes durante la ronda que cerró previamente a la desagregación por defecto.

Asegurando que la energía asignada a las unidades de oferta está dentro de los límites admisibles conforme a la información disponible en el sistema de información del operador de mercado.

– Se empezará a desagregar las unidades porfolio de venta. Para cada unidad porfolio de venta, se empezará asignando energía a las unidades de oferta de venta asociadas al porfolio que ya tengan energía, asignando primero a aquellas unidades de oferta a las que les quede menos energía para alcanzar su potencia disponible.

• Si sobrara energía, se empezaría por las unidades de oferta de venta asociadas al porfolio que aún no tienen asignada energía, asignando primero a aquellas unidades de oferta a las que les quede menos energía para alcanzar su potencia disponible.

• Si sobrara energía, se empezaría por las unidades de compra asociadas al porfolio, y dentro de ellas se empezará asignando energía a aquellas unidades de compra que puedan revender más energía.

– Se continuará por las unidades porfolio de compra y dentro de él se empezará asignando energía a las unidades de oferta de venta asociadas al porfolio, y dentro de ellas se empezará asignando energía a aquellas unidades de venta que puedan recomprar más energía.

• Si sobrara energía, se empezaría por las unidades de oferta de compra asociadas al porfolio que ya tengan energía, asignando primero a aquellas unidades de oferta a las que les quede menos energía para alcanzar su potencia disponible.

• Si sobrara energía, se empezaría por las unidades de oferta de compra asociadas al porfolio que aún no tienen asignada energía, asignando primero a aquellas unidades de oferta a las que les quede menos energía para alcanzar su potencia disponible.

– En todos los casos, a igual cantidad de energía restante para alcanzar su potencia disponible se asignará por orden alfabético de unidad de oferta.

– Las desagregaciones de los porfolios de venta no se tendrán en cuenta como consolidadas para las desagregaciones de los porfolios de compra.

– La energía sobrante de las desagregaciones por defecto quedará en la unidad porfolio y se incluirá en el Programa Intradiario Base de Casación Incremental Continuo (PIBCIC).

Regla 49. Situaciones excepcionales en el mercado intradiario continuo

Son situaciones excepcionales aquéllas que determinen una imposibilidad de llevar a cabo de forma adecuada el proceso de presentación y aceptación de ofertas o los procesos de casación.

Las situaciones a que se refiere el párrafo anterior pueden ser consecuencia, a título enunciativo, de alguno o algunos de los siguientes supuestos:

a) Indisponibilidad técnica de las plataformas de contratación.

En caso de indisponibilidad técnica de la Plataforma de Contratación Continua Europea (sistema central) o de la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado (sistema local), no se dispondrá del Libro de Ofertas y por ende no será posible el envío de ofertas al sistema central para su casación. Si la indisponibilidad técnica persiste en el tiempo hasta alcanzar el momento de cierre de la negociación de un determinado contrato, el operador del mercado continuará con los procesos normales de operación contando únicamente con las transacciones válidas disponibles en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado.

b) Interrupción de la contratación del mercado intradiario continuo.

El operador del mercado podrá interrumpir la contratación en su Plataforma de Negociación de forma temporal ante situaciones que puedan poner en riesgo el correcto funcionamiento del mercado. Como consecuencia de dicha interrupción las órdenes existentes en la Plataforma de Negociación podrían pasar a ser hibernadas.

En el caso de interrupciones programadas debido a tareas de mantenimiento, se procederá a la hibernación de las ordenes existentes en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado.

c) Restricciones a la interacción con la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado.

El operador del mercado podrá poner límites generales al número de peticiones que las aplicaciones de los agentes pueden hacer a la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado en un periodo de tiempo, con la intención de prevenir situaciones que puedan poner en riesgo el correcto funcionamiento del mercado.

El operador del mercado podrá restringir el acceso a las aplicaciones de aquellos agentes de mercado que pongan en riesgo el correcto funcionamiento de la Plataforma de Negociación del Operador de Mercado.

d) Fuerza mayor.

d.1 Si esta fuera previsible, pero inevitable, el operador del mercado suspenderá la contratación del mercado intradiario continuo, intentando en la medida de lo posible, permitir la negociación en las sesiones intradiarias de subasta. A partir de ese momento y hasta que se reanude la contratación los operadores del sistema resolverán la situación si procede, aplicando los procedimientos de operación del sistema.

d.2 Si se presentan averías en los equipos informáticos, mal funcionamiento de aplicaciones informáticas o de comunicaciones del operador del mercado o de la Plataforma de Contratación Continua Europea que impidan el correcto funcionamiento de los mismos, el operador del mercado podrá suspender la contratación, comunicando a los operadores del sistema la información disponible para que este resuelva de acuerdo con los procedimientos de operación del sistema aplicables.

49.1 Indisponibilidad de programas previos.

Si previo al inicio de cada ronda, no existieran los programas previos a su inicio, el operador del mercado podrá modificar el horario de contratación o suspender la contratación del mercado intradiario continuo hasta que se disponga de dichos programas.

Regla 50. Liquidación del mercado intradiario continuo

50.1 Liquidación.

El operador del mercado determinará la liquidación de la energía para cada agente que participe en el mercado intradiario continuo por las ofertas de compra y de venta que hayan resultado casadas para cada contrato con alguna de sus unidades de oferta o porfolio.

Para realizar las antedichas liquidaciones, el operador del mercado practicará las correspondientes anotaciones en cuenta, en el registro que llevará a tales efectos por cada unidad de oferta o porfolio.

Los apuntes en cuenta resultantes de cada transacción se generarán tras cada uno de los instantes de sincronización que se produzcan entre la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado y el Sistema de Información del Operador del Mercado.

50.1.1 Derechos de cobro en el mercado intradiario continuo.

A cada agente, por cada oferta de venta casada a precio positivo y por cada oferta de compra casada a precio negativo en el mercado intradiario continuo, incorporada al programa resultado de la negociación y que no haya sido anulada, se anotará un derecho de cobro del mercado intradiario continuo (DCIC) igual a:

DCIC(d,c,t,u,r) = ENIC(d,c,t,u,r) * P(d,c,t,u,r)

Siendo:

d: Día negociado.

c: Contrato negociado.

t: Número de la transacción del mercado intradiario continuo.

u: Unidad de oferta o porfolio titularidad del agente o del representante en nombre y por cuenta de terceros.

r: Ronda del mercado intradiario continuo.

ENIC(d,c,t,u,r): Energía casada en la ronda r para el contrato c del día d para la transacción t, de la unidad de oferta o porfolio u.

P(d,c,t,u,r): Precio, en valor absoluto, de la transacción t casada en la ronda r para el contrato c del día d de la unidad de oferta o porfolio u.

50.1.2 Obligaciones de pago en el mercado intradiario continuo.

A cada empresa, por cada oferta de compra casada a precio positivo y por cada oferta de venta casada a precio negativo en el mercado intradiario continuo, que haya sido incorporada al programa resultado de la negociación y que no haya sido anulada, se anotará una obligación de pago del mercado intradiario continuo (OPIC) igual a:

OPIC(d,c,t,u,r) = ENIC(d,c,t,u,r) * P(d,c,t,u,r)

50.1.3 Publicación de los resultados de la liquidación del mercado intradiario continuo.

De acuerdo con las normas generales de confidencialidad establecidas en estas reglas, el operador del mercado pondrá a disposición de los agentes del mercado, a través de sus sistemas de información, los resultados sobre los derechos de cobro y las obligaciones de pago derivados de las transacciones casadas en el mercado intradiario continuo para el horizonte diario de programación.

50.1.4 Límite operativo para la aceptación de ofertas en el mercado intradiario continuo.

50.1.4.1 Garantias reservadas para operar en el mercado intradiario continuo.

Para operar en el mercado intradiario continuo los agentes deberán previamente indicar el volumen de garantías aportadas ante el operador del mercado que desean destinar a la negociación en el mercado intradiario continuo en cada ciclo de sincronización (GMIC). A estos efectos cada agente dispondrá de su propia cuenta de garantías en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado. Dicho montante se reducirá automáticamente del excedente de garantías de Sistema de Información del Operador del Mercado para su participación tanto en el mercado diario como en las subastas de intradiario, tal y como se indica en la Regla de «Balance de Garantías».

El volumen de garantías cedido para operar en el mercado intradiario continuo se asignará a la cuenta de garantías vinculada al agente en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado. En el caso de representación en nombre y por cuenta de terceros la cuenta de garantías a utilizar será la vinculada al agente representado.

Los agentes deberán solicitar al operador del mercado, a través del Sistema de Información del Operador del Mercado, la cantidad a destinar a la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado, así como cualquier incremento o disminución posterior que deseen realizar sobre dicho valor.

50.1.4.2 Sincronización de garantías.

Una vez realizada la reserva de garantías, la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado llevará la cuenta de su propio balance de garantías, de manera independiente del balance de garantías de Sistema de Información del Operador del Mercado. Los agentes podrán insertar ofertas de compra a precios positivos o de venta a precios negativos, y realizar transacciones de compra a precios positivos o de venta a precios negativos en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado, siempre y cuando la valoración de las mismas no supere el volumen de garantías disponible en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado (límite operativo).

Tras el cierre de cada ronda comienza el proceso de sincronización en el cual se inicia el traspaso al Sistema de Información del Operador del Mercado de las operaciones casadas en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado de todas las rondas cerradas que no estén sincronizadas. El instante en el que el Sistema de Información del Operador del Mercado recibe dicha información se denomina instante de sincronización.

En cada sincronización se realizarán los siguientes procesos:

1. El Sistema de Información del Operador del Mercado procederá a considerar, en el cálculo del balance de garantías, las anotaciones correspondientes a todas las transacciones realizadas en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado de todas las rondas cerradas que no estén sincronizadas. A estos efectos, se incluirán las correspondientes obligaciones de pago y derechos de cobro, considerando los impuestos que sean de aplicación y, en su caso, la cesión de derechos de cobro a terceros declarada por cada agente.

2. El Sistema de Información del Operador del Mercado indicará a la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado si puede seguir disponiendo del volumen de garantías reservado por el agente, o bien si dicho valor debe ser reducido para garantizar que el saldo de garantías en el Sistema de Información del Operador del Mercado, tras incorporar las operaciones de la última sincronización con la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado, siga siendo no negativo. A estos efectos, el Sistema de Información del Operador del Mercado comunicará a la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado la reducción a tener en cuenta por esta durante la siguiente ronda de negociación.

3. Finalmente, en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado se actualizará el límite operativo, considerando tanto la posible reducción de garantías en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado como la liberación de las obligaciones de pago correspondientes a las transacciones negociadas en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado de todas las rondas cerradas que no estén sincronizadas, una vez que estas ya han sido incorporadas en Sistema de Información del Operador del Mercado.

50.1.4.3 Límite operativo.

El operador del mercado mantendrá actualizados en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado los valores del límite operativo de cada agente actualizados en todo momento, para ser considerados en la validación de las ofertas deudoras que se presenten al mercado intradiario continuo.

En cada instante, el operador del mercado calculará el límite operativo de cada agente como suma de los siguientes términos:

a) Volumen de garantías solicitado por el agente para operar en el mercado intradiario continuo.

b) Obligaciones de pago resultantes de las ofertas de compra casadas a precios positivos u ofertas de venta casadas a precios negativos durante la ronda de negociación en curso, con los impuestos que sean de aplicación (con valor negativo).

c) Valoración de las ofertas deudoras que permanezcan en el libro de ofertas del agente, con los impuestos que sean de aplicación (con valor negativo).

d) Reducción de garantías en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado comunicada por el Sistema de Información del Operador del Mercado tras la última sincronización al no existir excedente suficiente en el Sistema de Información del Operador del Mercado (con valor negativo).

e) Solicitud de reducción de garantías solicitado por el agente (con valor negativo).

f) Solicitud de incremento de garantías solicitado por el agente.

Los derechos de cobro resultantes de ofertas de venta casadas a precios positivos (o de compra a precios negativos) no se considerarán a efectos del cálculo del límite operativo, si bien se tendrán en cuenta en el balance de garantías del Sistema de Información del Operador del Mercado tras cada sincronización.

50.1.4.4 Incremento y reducción de garantías para la plataforma de negociación del operador del mercado.

Los agentes podrán solicitar aumentar o reducir el volumen de garantías cedido desde el Sistema de Información del Operador del Mercado a la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado para realizar operaciones en el mercado intradiario continuo. Para ello, los agentes deberán solicitarlo al operador del mercado, a través del Sistema de Información del Operador del Mercado.

Dicha solicitud será validada por el operador del mercado y en caso de ser aceptada será incorporada en el cálculo del límite operativo en el siguiente instante de sincronización.

Cualquier solicitud de incremento de garantías para operar en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado será aceptada, siempre y cuando exista suficiente excedente de garantías en Sistema de Información del Operador del Mercado. En ese caso, se reducirá el excedente en el Sistema de Información del Operador del Mercado, a través del correspondiente asiento apuntado en el balance de garantías, y se considerará dicho incremento de garantías en el cálculo del límite operativo de la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado a partir del siguiente instante de sincronización del Sistema de Información del Operador del Mercado y la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado.

Asimismo, cualquier solicitud de reducción de garantías para operar en el mercado intradiario continuo será validada por la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado en el siguiente instante de sincronización y, en caso de no tener comprometido dicho importe con obligaciones de pago, será aceptada procediendo a considerar dicha reducción en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado y a liberar las garantías retenidas en Sistema de Información del Operador del Mercado por dicho valor. Si no fuera posible realizar la reducción solicitada en la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado, por tener comprometido dicho importe para cubrir obligaciones de pago, se informará al agente de que su solicitud ha sido rechazada, no considerándose para otras sincronizaciones.

CAPÍTULO NOVENO

Programas recibidos con posterioridad a los mercados intradiarios

Regla 51. Programa horario final posterior a cada mercado intradiario

A los efectos de estas Reglas de Funcionamiento del Mercado se entiende por Programa Horario Final (PHF), la programación establecida por los operadores del sistema a partir de la casación de las ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica durante las sesiones de subastas del mercado intradiario formalizadas para cada periodo de programación como consecuencia del Programa Diario Viable definitivo (PDVD) del resultado de sesiones de subastas intradiarias y del resultado de las rondas del mercado intradiario continuo realizadas hasta el momento por el operador del mercado.

A los efectos de estas Reglas de Funcionamiento del Mercado se entiende por Programa Horario Final Continuo (PHFC), la programación establecida por los operadores del sistema a partir de la casación de las ofertas de compra y venta de energía eléctrica durante las rondas del mercado intradiario continuo para cada periodo de programación como consecuencia del Programa Diario Viable definitivo (PDVD), del resultado de sesiones de subasta intradiarias y del resultado de las rondas del mercado intradiario continuo realizadas hasta el momento por el operador del mercado.

El Programa Horario Final (PHF) y el Programa Horario Final Continuo (PHFC) incorporarán, para cada periodo de programación, los siguientes elementos:

1. La energía eléctrica que corresponde por tramos a cada unidad de venta y adquisición cuyas ofertas de compra y venta de energía eléctrica hayan resultado incorporadas como resultado de las casaciones previas.

2. La energía eléctrica que corresponde por tramos a cada unidad de venta y adquisición cuyas ofertas de compra y venta de energía eléctrica hayan resultado casadas en el mercado intradiario continuo.

3. La energía asociada a los contratos bilaterales.

Los operadores del sistema comunicarán al operador del mercado el Programa Horario Final (PHF) y el Programa Horario Final Continuo (PHFC). El operador del mercado pondrá a disposición de los agentes dicha información, así como la conversión de dicha información en unidades de oferta, y/o porfolio cuando proceda, necesaria para las validaciones y el proceso de casación.

El operador del mercado pondrá a disposición de los agentes el PHF y PHFC respetando la confidencialidad establecida en la regla correspondiente.

CAPÍTULO DÉCIMO

Liquidación del régimen económico de energías renovables

Regla 52. Régimen económico de energías renovables

52.1 Comunicaciones relativas a la aplicación del régimen económico de energías renovables.

De cara a la aplicación del régimen económico de energías renovables, regulado en el régimen económico de energías renovables, el operador del mercado y el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico intercambiarán las siguientes comunicaciones para la correcta aplicación del régimen económico de energías renovables, a través de los mecanismos y con la periodicidad acordados entre las partes.

El operador de mercado comunicará al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico los siguientes eventos:

– Certificado de venta de energía

– Fecha de inicio cómputo energía de subasta

– Modificación de datos de titularidad

– Comunicación de energía máxima de subasta alcanzada

– Comunicación de finalización del plazo máximo de entrega y modificaciones en la liquidación que se produzcan

– Renuncia voluntaria de la instalación al régimen económico de energías renovables y modificaciones en la liquidación que se produzcan

– Penalizaciones que se efectúen en los hitos intermedios y modificaciones en la liquidación que se produzcan

– Energía de subasta computada en los hitos intermedios

– Comunicación de adhesión al régimen económico de energías renovables con anterioridad al inicio del plazo máximo de entrega

– Fecha más temprana de fin de aplicación del régimen económico de energías renovables, en el caso de cancelación por cierre, falsedad documental o revocación de la autorización

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico comunicará al operador de mercado los siguientes eventos:

– Resolución de inscripción en el registro electrónico del régimen económico de energías renovables en estado de explotación

– Modificación de datos de la inscripción en el registro electrónico del régimen económico de energías renovables

– Resolución de cancelación inscripción en el registro electrónico del régimen económico de energías renovables en estado de explotación

– Resolución de imposición de penalizaciones

Los cambios derivados de las comunicaciones establecidas en este real decreto con impacto sobre la participación en el mercado de una instalación o en sus liquidaciones no tendrán efecto sobre fechas cuya casación del mercado diario ya se hubiera producido.

52.2 Precio a percibir por las instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables.

Para cada unidad de oferta de instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables, el precio a percibir, para cada periodo de negociación en los diferentes mercados, siempre que se den las condiciones de aplicación de dicho régimen, será, en el mercado diario, en el mercado intradiario y en los servicios de ajuste y balance:

PP(up,h) = (PADJ(up) + [% ajuste de mercado*(PMD(h)-PADJ(up))]) * K(up)

Siendo:

PADJ (up): Precio de adjudicación en la subasta en la que resultó adjudicada la instalación adscrita al régimen económico de energías renovables, up.

PMD (h): Precio del mercado diario para el periodo de programación.

% ajuste de mercado: Porcentaje de ajuste de mercado fijado en la orden por la que se reguló el mecanismo de subasta en la que resultó adjudicada la instalación.

K (up): Coeficiente de minoración del precio a percibir para la instalación adscrita al régimen económico de energías renovables, up, por incumplimiento de los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. El coeficiente tomará valor igual a 1, salvo que se establezca un valor distinto por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.

El precio a percibir obtenido a partir de las fórmulas anteriores se redondeará a dos decimales.

Aquellos vendedores con unidades de instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables que, para un periodo de negociación, hayan negociado con dichas unidades energía en el mercado diario o intradiario a un precio igual o inferior al precio de exención de cobro, percibirán para esas unidades en ese periodo de negociación el precio del mercado correspondiente (diario o intradiario), no computándose dicha energía como de subasta a efectos de lo establecido en el régimen económico de energías renovables.

Para la liquidación del régimen económico de energías renovables se practicarán las anotaciones en cuenta, que se definen a continuación en las siguientes reglas, como ajustes a las obligaciones de pago o derechos de cobro anotados a la instalación de acuerdo con los precios correspondientes a los mercados en los cuales haya participado.

52.3 ajuste de liquidación del régimen económico de energías renovables.

52.3.1 ajuste de liquidación de la energía de subasta en el mercado diario.

Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de venta hayan resultado casadas en la sesión de contratación del mercado diario e incorporadas al programa resultante de la casación, se le anotará un derecho de cobro en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación sea superior al precio del mercado diario si este último es superior al precio de exención de cobro establecido. Este derecho de cobro se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía casada en cada periodo de programación por la diferencia entre el precio a percibir, y el precio marginal de la zona de oferta española.

El derecho de cobro del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo de programación h será:

DCPBCREER(up,h) = EPBC(up,h) * [PP(up,h) – PMH(h)]

Siendo:

DCPBCREER(up,h): Derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de venta up, por su participación en el mercado diario, en el periodo de programación h.

PP(up,h): Precio a percibir en el mercado diario por la instalación up.

EPBC (up,h): Energía asignada a la unidad de venta, up, en el periodo de programación h, en el mercado diario (PDBC).

PMH(h): Precio marginal horario correspondiente a la hora h en el mercado diario (PDBC) en la zona de oferta española. En caso de realizarse una nueva casación de acuerdo con la Regla de «Recasación del Mercado Diario Ibérico» el precio a considerar será el correspondiente a dicha recasación.

Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de venta hayan resultado casadas en la sesión de contratación del mercado diario e incorporadas al programa resultante de la casación, se le anotará una obligación de pago en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación sea inferior al precio del mercado diario si este último es superior al precio de exención de cobro establecido. Esta obligación de pago se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía casada en cada periodo de programación por la diferencia entre el precio a percibir, y el precio marginal de la zona de oferta española.

La obligación de pago del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo de programación h será:

OPPBCREER(up,h) = EPBC(up,h) * [PMH(h) – PP(up,h)]

Siendo:

OPPBCREER(up,h): Obligación de pago del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de venta up, por su participación en el mercado diario, en el periodo de programación h.

EPBC(up,h): Energía asignada a la unidad de venta, up, en el periodo de programación h, en el mercado diario (PDBC).

PP(up,h): Precio a percibir en el mercado diario por la instalación up.

PMH(h): Precio marginal horario positivo correspondiente a la hora h en el mercado diario (PDBC) en la zona de oferta española. En caso de realizarse una nueva casación de acuerdo con la Regla de «Recasación del Mercado Diario Ibérico» el precio a considerar será el correspondiente a dicha recasación.

52.3.2 Ajuste de liquidación de la energía de subasta en el mercado intradiario.

Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de venta hayan resultado casadas en la sesión de contratación del mercado intradiario e incorporadas al programa resultante de la casación, se le anotará un derecho de cobro en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación sea superior al precio del mercado intradiario. Este derecho de cobro se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía casada en cada periodo de programación por la diferencia entre el precio a percibir, y el precio marginal de la zona de oferta española.

El derecho de cobro del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo de programación h será:

DCIREER(up,h) = EPIBC(up,h,s) * [PP(up,h) - PMHI(h,s)]

Siendo:

DCIREER(up,h): Derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de venta up, por su participación en el mercado intradiario, en el periodo de programación h.

EPIBC(up,h,s): Energía de venta asignada a la unidad de venta up, para el periodo de programación h en el mercado intradiario en la sesión s.

PP(up,h): Precio a percibir en el mercado intradiario por la instalación up.

PMHI(h,s): Precio marginal horario positivo correspondiente al periodo de programación h en el mercado intradiario (PIBC) en la zona de oferta española en la sesión s.

Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de venta hayan resultado casadas en la sesión de contratación del mercado intradiario e incorporadas al programa resultante de la casación, se le anotará una obligación de pago en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación sea inferior al precio del mercado intradiario. Esta obligación de pago se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía casada en cada periodo de programación por la diferencia entre el precio a percibir, y el precio marginal de la zona de oferta española.

La obligación de pago del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo de programación h será:

OPIREER(up,h) = EPIBC(up,h,s) * [PMHI(h,s) – PP(up,h)]

Siendo:

OPIREER(up,h): Obligación de pago del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de producción up, por su participación en el mercado intradiario, en el periodo de programación h.

EPIBC(up,h,s): Energía de venta asignada a la unidad de venta up, para el periodo de programación h en el mercado intradiario en la sesión s.

PP(up,h): Precio a percibir en el mercado intradiario por la instalación up en el periodo de programación h.

PMHI(h,s): Precio marginal horario positivo correspondiente al periodo de programación h en el mercado intradiario (PIBC) en la zona de oferta española en la sesión s.

Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de compra hayan resultado casadas en la sesión de contratación del mercado intradiario e incorporadas al programa resultante de la casación, se le anotará una obligación de pago en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación sea superior al precio del mercado intradiario. Esta obligación de pago se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía casada en cada periodo de programación por la diferencia entre el precio a percibir y el precio marginal de la zona de oferta española.

La obligación de pago del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo de programación h será:

OPIREER(up,h) = EPIBC(up,h,s) * [PP(up,h) - PMHI(h,s)]

Siendo:

OPIREER(up,h): Obligación de pago del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de venta up, por su participación en el mercado intradiario, en el periodo de programación h.

EPIBC(up,h,s): Energía de compra asignada a la unidad de venta up, para el periodo de programación h en el mercado intradiario en la sesión s.

PP(up,h): Precio a percibir en el mercado intradiario por la instalación up en el periodo de programación h.

PMHI(h,s): Precio marginal horario positivo correspondiente al periodo de programación h en el mercado intradiario (PIBC) en la zona de oferta española en la sesión s.

Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de compra hayan resultado casadas en la sesión de contratación del mercado intradiario e incorporadas al programa resultante de la casación, se le anotará un derecho de cobro en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación sea inferior al precio de la transacción. Este derecho de cobro se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía casada en cada periodo de programación por la diferencia entre el precio a percibir y el precio marginal de la zona de oferta española.

El derecho de cobro del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo de programación h será:

DCIREER(up,h) = EPIBC(up,h,s) * [PMHI(h,s) – PP(up,h)]

Siendo:

DCIREER (up,h): Derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de producción up, por su participación en el mercado intradiario, en el periodo de programación.

EPIBC(up,h,s): Energía de compra asignada a la unidad de venta up, para la hora h en el mercado intradiario en la sesión s.

PP(up,h): Precio a percibir en el mercado intradiario por la instalación up en el periodo de programación h.

PMHI(h,s): Precio marginal horario positivo correspondiente al periodo de programación h en el mercado intradiario (PIBC) en la zona de oferta española en la sesión s.

52.3.3 Ajuste de liquidación de la energía de subasta en el mercado intradiario continuo.

Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de venta hayan resultado casadas en las rondas de negociación del mercado intradiario continuo e incorporadas al programa resultante de la casación, y que no haya sido anulada, se le anotará un derecho de cobro en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación sea superior al precio de la transacción. Este derecho de cobro se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía casada en cada periodo de programación por la diferencia entre el precio a percibir y el precio marginal de la zona de oferta española.

DCICREER(c,t,up,h) = ENIC(c,t,up,h) * [PP(up,h) - PMHC(c,t)]

Siendo:

DCICREER(c,t,up,r): Derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de venta up, por su participación en el mercado intradiario continuo, en la periodo de programación h.

c: Contrato negociado.

t: Número de la transacción del mercado intradiario continuo por la instalación up.

up: Unidad de oferta de venta titularidad del agente o del representante en nombre y por cuenta de terceros.

r: Ronda del mercado intradiario continuo.

ENIC(c,t,u,h): Energía de venta casada en el periodo de programación h para el contrato c para la transacción t, de la unidad de oferta up.

PP(up,h): Precio a percibir en el mercado intradiario.

PMHC(c,t): Precio de la transacción t en el contrato c.

Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de venta hayan resultado casadas en las rondas de negociación del mercado intradiario continuo e incorporadas al programa resultante de la casación, y que no haya sido anulada, se le anotará una obligación de pago en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación sea inferior al precio de la transacción. Este derecho de cobro se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía casada en cada periodo de programación por la diferencia entre el precio a percibir y el precio marginal de la zona de oferta española.

OPICREER(c,t,up,h) = ENIC(c,t,up,h) * [PMHC(c,t) – PP(up,h)]

Siendo:

OPICREER(c,t,up,h): Obligación de pago del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de venta up, por su participación en el mercado intradiario continuo, en el periodo de programación h.

c: Contrato negociado.

t: Número de la transacción del mercado intradiario continuo.

up: Unidad de oferta de venta titularidad del agente o del representante en nombre y por cuenta de terceros.

r: Ronda del mercado intradiario continuo.

ENIC(c,t,u,h): Energía de venta casada en el periodo de programación h para el contrato c del día d para la transacción t, de la unidad de oferta up.

PP(up,h): Precio a percibir en el mercado intradiario por la instalación up.

PMHC(c,t): Precio de la transacción t en el contrato c.

Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de compra hayan resultado casadas en las rondas de negociación del mercado intradiario continuo e incorporadas al programa resultante de la casación, y que no haya sido anulada, se le anotará una obligación de pago en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación sea superior al precio de la transacción. Este derecho de cobro se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía casada en cada periodo de programación por la diferencia entre el precio a percibir y el precio marginal de la zona de oferta española.

OPICREER(c,t,up,h) = ENIC(c,t,up,h) * [PP(up,h) – PMHC(c,t)]

Siendo:

OPICREER(c,t,up,r): Obligación de pago del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de venta up, por su participación en el mercado intradiario continuo, en la periodo de programación h.

c: Contrato negociado.

t: Número de la transacción del mercado intradiario continuo.

up: Unidad de oferta de venta titularidad del agente o del representante en nombre y por cuenta de terceros.

r: Ronda del mercado intradiario continuo.

ENIC(c,t,u,h): Energía de compra casada el periodo de programación h para el contrato c del día d para la transacción t, de la unidad de oferta up.

PP(up,h): Precio a percibir en el mercado intradiario por la instalación up en el periodo de programación h.

PMHC(c,t): Precio de la transacción t en el contrato c.

Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables cuyas ofertas de compra hayan resultado casadas en las rondas de negociación del mercado intradiario continuo e incorporadas al programa resultante de la casación, y que no haya sido anulada, se le anotará un derecho de cobro en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación sea inferior al precio de la transacción. Este derecho de cobro se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía casada en cada periodo de programación por la diferencia entre el precio a percibir y el precio marginal de la zona de oferta española.

DCICREER(c,t,up,h) = ENIC(c,t,up,h) * [ PMHC(c,t) – PP(up,h)]

Siendo:

DCICREER(c,t,up,h): Derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de producción up, por su participación en el mercado intradiario continuo, en la periodo de programación h.

c: Contrato negociado.

t: Número de la transacción del mercado intradiario continuo.

up: Unidad de oferta de venta titularidad del agente o del representante en nombre y por cuenta de terceros.

r: Ronda del mercado intradiario continuo.

ENIC(c,t,u,h): Energía de compra casada en el periodo de programación h para el contrato c del día d para la transacción t, de la unidad de oferta up.

PP(up,h): Precio a percibir en el mercado intradiario por la instalación up en el periodo de programación h.

PMHC(c,t): Precio de la transacción t en el contrato c.

52.3.4 Ajuste de liquidación de la energía negociada en los servicios de ajuste y balance.

Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables que haya negociado energía a subir en los servicios de ajuste y de balance del sistema, se le anotará un derecho de cobro en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación sea superior al precio del mercado diario. Este derecho de cobro se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía neta a subir por la diferencia entre el precio a percibir y el precio marginal de la zona de oferta española.

El derecho de cobro del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo de programación h será:

DCSAREER(up,h) = ESA(up,h) * [PP(up,h) - PMH(h)]

Siendo:

DCSAREER(up,h): Derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de venta up, por su participación en los mercados de ajuste y balance, en el periodo de programación h.

ESA(up,h): Energía neta a subir asignada a la unidad de venta up, para el periodo de programación h, en los servicios de ajuste y balance del sistema.

PP(up,h): Precio a percibir en los servicios de ajuste y balance por la instalación up en el periodo de programación h.

PMH(h): Precio marginal horario positivo correspondiente al periodo de programación h en el mercado diario (PDBC) en la zona de oferta española. En caso de realizarse una nueva casación de acuerdo con la Regla de «Recasación del Mercado Diario Ibérico» el precio a considerar será el correspondiente a dicha recasación.

Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables que haya negociado energía a subir en los servicios de ajuste y de balance del sistema, se le anotará una obligación de pago en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación sea inferior al precio del mercado diario. Esta obligación de pago se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía neta a subir por la diferencia entre el precio a percibir y el precio marginal de la zona de oferta española.

La obligación de pago del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo de programación h será:

OPSAREER(up,h) = ESA(up,h) * [PMH(h) – PP(up,h)]

Siendo:

OPSAREER(up,h): Obligación de pago del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de venta up, por su participación en los mercados de ajuste y balance, en el periodo de programación h.

ESA(up,h): Energía neta a subir asignada a la unidad de venta up, para el periodo de programación h, en los servicios de ajuste y balance del sistema.

PP(up,h): Precio a percibir en los servicios de ajuste y balance por la instalación up en el periodo de programación h.

PMH(h): Precio marginal horario positivo correspondiente al periodo de programación h en el mercado diario (PDBC) en la zona de oferta española. En caso de realizarse una nueva casación de acuerdo con la Regla de «Recasación del Mercado Diario Ibérico» el precio a considerar será el correspondiente a dicha recasación.

Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables que haya negociado energía a bajar en los servicios de ajuste y de balance del sistema, se le anotará una obligación de pago en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación sea superior al precio del mercado diario. Esta obligación de pago se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía neta a subir por la diferencia entre el precio a percibir y el precio marginal de la zona de oferta española.

La obligación de pago del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo de programación h será:

OPSAREER(up,h) = ESA(up,h) * [PP(up,h) – PMH(h)]

Siendo:

OPSAREER(up,h): Obligación de pago del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de producción up, por su participación en los mercados de ajuste y balance, en el periodo de programación h.

ESA(up,h): Energía neta a bajar asignada a la unidad de venta up, para el periodo de programación h en los servicios de ajuste y balance del sistema.

PP(up,h): Precio a percibir en los servicios de ajuste y balance por la instalación up en el periodo de programación h.

PMH(h): Precio marginal horario positivo correspondiente al periodo de programación h en el mercado diario (PDBC) en la zona de oferta española. En caso de realizarse una nueva casación de acuerdo con la Regla de «Recasación del Mercado Diario Ibérico» el precio a considerar será el correspondiente a dicha recasación.

Al vendedor adscrito al régimen económico de energías renovables que haya negociado energía a bajar en los servicios de ajuste y de balance del sistema, se le anotará un derecho de cobro en los periodos de programación en los que el precio a percibir por la instalación sea inferior al precio del mercado diario. Este derecho de cobro se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía neta a subir por la diferencia entre el precio a percibir y el precio marginal de la zona de oferta española.

El derecho de cobro del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo de programación h será:

DCSAREER(up,h) = ESA(up,h) * [PMH(h) – PP(up,h)]

Siendo:

DCSAREER(up,h): Derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de producción up, por su participación en los mercados de ajuste y balance, en el periodo de programación h.

ESA(up,h): Energía neta a bajar a la unidad de venta up, para en el periodo de programación h en los servicios de ajuste y balance del sistema.

PP(up,h): Precio a percibir en los servicios de ajuste y balance por la instalación up en el periodo de programación h.

PMH(h): Precio marginal horario positivo correspondiente al periodo de programación h en el mercado diario (PDBC) en la zona de oferta española. En caso de realizarse una nueva casación de acuerdo con la Regla de «Recasación del Mercado Diario Ibérico» el precio a considerar será el correspondiente a dicha recasación.

Para la determinación de los derechos de cobro y obligaciones de pago relativos a la liquidación de las energías negociadas en los servicios de ajuste y balance por las instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables, se utilizará la información facilitada por el Operador del Sistema de acuerdo con la Regla «Información que deben suministrar los operadores del sistema al operador del mercado».

Los valores de energía negociada en los servicios de ajuste a efectos de las liquidaciones del operador del mercado estarán expresados en MWh y redondeados a un decimal en cada periodo de programación.

52.4 Liquidación del excedente o déficit de las liquidaciones del régimen económico de energías renovables.

El excedente o déficit generado a nivel diario en las liquidaciones como consecuencia de las diferencias entre el precio de mercado y los precios a percibir por las instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables, se liquidará entre todas las unidades de adquisición nacionales en proporción a su energía en el último programa horario final.

El valor de este excedente/déficit diario se determinará como:

En los casos en los que se genere un excedente diario (EXCDEFREER(d) > 0) a los titulares de unidades de adquisición nacionales se les anotará un derecho de cobro en cada periodo de programación que se calculará como:

Siendo:

EUADQ(h,ua): energía de la unidad de adquisición nacional ua en el último programa horario final para el periodo de programación h del día d.

En los casos en los que se genere un déficit diario (EXCDEFREER(d) < 0) a los titulares de unidades de adquisición nacionales se les anotará una obligación de pago en cada periodo de programación que se calculará como:

52.5 Unidades de adquisición nacionales a efectos de las liquidaciones del régimen económico de energías renovables.

A efectos de las liquidaciones del excedente/déficit económico derivado del régimen económico de energías renovables, se entenderán por unidades de adquisición nacionales aquellas establecidas en la zona española, a excepción de las unidades de almacenamiento (consumo de bombeo, baterías), unidades genéricas, unidades porfolio de generación de compra, unidades de exportación y unidades de compra de servicios auxiliares de unidades de producción.

El reparto del excedente/déficit económico solo se realizará entre las unidades de adquisición nacionales cuyo titular tenga adquirida la condición de agente del mercado.

52.6 Cese en las liquidaciones del régimen económico de energías renovables.

El operador del mercado dejará de liquidar la retribución del régimen económico de energías renovables a aquellas instalaciones recogidas en los supuesto a) y b) del artículo 30 del Régimen Económico de Energías Renovables, a partir del siguiente día al que se alcanza la energía máxima de subasta o a la fecha de finalización del plazo máximo de entrega.

Los titulares de instalaciones de producción adscritas al régimen económico de energías renovables, de acuerdo con los supuestos d) y e) del artículo 30 del Régimen Económico de Energías Renovables, podrán solicitar la renuncia a la aplicación de dicho régimen mediante solicitud electrónica realizada a través del sistema de información del operador del mercado, indicando la fecha de aplicación, que siempre deberá será mayor o igual a la primera fecha cuya casación del mercado diario no se haya producido. Esta solicitud será irrevocable. Tras su aceptación, el operador del mercado dejará de liquidar el régimen económico de energías renovables a la instalación desde la fecha de la solicitud.

En el resto de los supuestos del artículo 30 del Régimen Económico de Energías Renovables, para las instalaciones que hayan visto cancelada su inscripción en el registro electrónico del régimen económico de energías renovables en estado de explotación, el operador del mercado dejará de liquidar el régimen económico de energías renovables a partir de la primera fecha cuya casación del mercado diario no se haya producido y posterior al día de recepción por el operador del mercado de la resolución de cancelación de la inscripción en el registro.

CAPÍTULO UNDÉCIMO

Liquidaciones, facturación, cobros y pagos y garantías

Regla 53. Características generales de la liquidación

En el proceso de liquidación se determinan los derechos de cobro y las obligaciones de pago resultantes de las operaciones en el mercado diario y en los mercados intradiarios, de la aplicación del régimen económico de energías renovables, así como aquellas otras que reglamentariamente se determinen.

53.1 Elementos de la determinación del precio.

Son operaciones para la determinación del precio de la energía eléctrica de cada unidad de venta y de cada unidad de adquisición, el establecimiento de los programas de energía asignada a cada unidad de producción y adquisición que se relacionan a continuación:

– Programa diario resultante de la casación del mercado diario (PBC).

– Programa resultante de la casación del mercado intradiario de subastas (PIBCI).

– Programa resultante de la casación del mercado intradiario continuo (PIBCIC).

53.2 Liquidación.

El operador del mercado realizará una liquidación diaria para cada agente por medio de la agregación de las anotaciones horarias correspondientes a cada día, de acuerdo con las presentes reglas.

La liquidación del flujo resultado del mercado diario en la interconexión entre España y Francia y de la renta congestión que se genere en dicha interconexión se liquidará por los operadores del mercado español y sus homólogos designados en Francia, o terceras partes habilitada por éstos. El operador del mercado español será responsable de liquidar la mitad de la renta de congestión de la interconexión entre España y Francia al operador del sistema español, mientras que los operadores del mercado designados en Francia, o terceras partes habilitadas por estos, liquidarán la otra mitad al operador del sistema francés, de acuerdo con lo establecido en cada uno de los sistemas eléctricos.

La liquidación de las transacciones transfronterizas en la interconexión entre España y Francia en el mercado intradiario continuo se liquidarán entre el operador del mercado español y sus homólogos designados en Francia, o terceras partes habilitadas por estos. A efectos de determinar la contraparte en Francia a la que liquidar cada transacción transfronteriza, se utilizará la información facilitada por la Plataforma de Contratación Continua Europea.

Cualquier diferencia económica que se pudiera producir como consecuencia de la liquidación de la energía intercambiada por aplicación del acoplamiento de mercados entre MIBEL y Francia o por incidencias que supongan descuadres de programa, se financiará con cargo a cada una de las rentas de congestión y de las subastas explícitas correspondientes al sistema eléctrico español, según corresponda.

A estos efectos, los descuadres que se pudieran producir por anulación de energías negociadas en el mercado intradiario continuo por unidades localizadas en la zona portuguesa que hubieran resultado casadas con unidades fuera del MIBEL se liquidarán a la renta de congestión de la interconexión entre España y Portugal que corresponde al sistema eléctrico español, mientras que los descuadres que se produzcan por anulación de energías negociadas por unidades localizadas en la zona española que hubieran resultado casadas con unidades fuera del MIBEL se liquidarán a la renta de congestión de la interconexión entre España y Francia que corresponde al sistema eléctrico español.

Para realizar las antedichas liquidaciones, el operador del mercado practicará las correspondientes anotaciones en cuenta en el registro que llevará a tales efectos a las siguientes unidades:

1. Unidades de oferta o porfolio de venta o adquisición de cada titular.

2. Unidades de oferta o porfolio de venta o de adquisición de cada representante cuando en la unidad se oferten energías de titulares representados en nombre propio y por cuenta ajena.

3. Unidades de oferta de cada representante con las que se oferta energía de titulares representados en nombre y por cuenta de terceros. A este efecto se considerará cada unidad de oferta asociada unívocamente a su correspondiente agente representado.

Las anotaciones practicadas a cada unidad de oferta o porfolio se liquidarán al:

− agente titular de dicha unidad de oferta o porfolio, en el caso de agentes que acuden al mercado directamente o bien representando a otros en nombre propio y por cuenta de terceros.

− agente representado, en los casos de las unidades de oferta dadas de alta para actuar en nombre y por cuenta de su representado.

A los agentes que participen en el mercado en virtud de inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción y en virtud de su actividad como comercializador, consumidor directo en mercado o representación de estas actividades, se les liquidará por separado cada una de estas actividades.

En el caso de unidades de venta correspondientes a unidades de producción participadas por varios agentes del mercado, las anotaciones por las energías que forman parte del programa resultante de la casación del mercado diario se realizarán a cada propietario sobre la base de la asignación detallada en la Regla de «Resultado de la casación del mercado diario».

En el caso de unidades de venta correspondientes a unidades de producción participadas por varios agentes del mercado, las anotaciones por las energías que forman parte del programa resultante de la casación del mercado intradiario de subastas o del mercado intradiario continuo se realizarán a cada propietario en proporción a su porcentaje de propiedad.

Dado que el operador del mercado actúa como contraparte de cada una de las anotaciones en cuenta resultantes de la liquidación, el saldo final del operador del mercado en cada sesión del mercado diario y de los mercados intradiarios estará siempre saldado a cero, tanto en energía como en volumen económico.

Regla 54. Proceso de liquidación

54.1 Liquidación diaria.

Efectuada la casación del mercado diario y de los mercados intradiarios, el operador del mercado pondrá a disposición de los agentes las anotaciones de derechos de cobro y obligaciones de pago correspondientes al programa resultante de la casación.

El día hábil posterior a cada día de contratación, el operador del mercado pondrá a disposición de los agentes del mercado, en los sistemas de información de este la liquidación correspondiente a dicho horizonte diario de programación, con distinción de cada periodo de programación, así como la información sobre los derechos de cobro y obligaciones de pago derivados de la misma. Los días no hábiles se publicará la liquidación con carácter de borrador.

Tal liquidación se realizará de acuerdo con las normas recogidas en las presentes reglas y siempre que se hayan recibido las informaciones necesarias para ello.

La liquidación diaria se considerará provisional si concurre cualquiera de los siguientes motivos:

a) La existencia de reclamaciones pendientes respecto del desarrollo de alguna sesión de contratación del mercado.

b) Estar abierto el plazo para recepción de reclamaciones por parte de los agentes.

c) La existencia de reclamaciones pendientes respecto de la liquidación.

d) La aparición, a posteriori, de valores erróneos en una liquidación considerada como definitiva, que no pudieron ser detectados en su momento por los agentes ni por el operador del mercado.

e) Cualquier otra causa determinante de insuficiencia o inexactitud en las informaciones necesarias para practicar la liquidación.

Expresamente, se hará constar la causa o causas que determinen la provisionalidad.

La liquidación diaria se considerará definitiva salvo que concurra alguno de los motivos a que se refieren los párrafos anteriores.

54.2 Resolución de incidencias.

Una vez el operador del mercado haya emitido la liquidación diaria, los agentes del mercado dispondrán de tres días hábiles para efectuar las reclamaciones referidas a dicha liquidación que estimen oportunas, tal y como establece el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre.

El operador del mercado dispondrá de tres días hábiles para resolver las reclamaciones presentadas.

Las liquidaciones diarias podrán modificarse como consecuencia de las reclamaciones planteadas por los agentes y que resultarán estimadas por el operador del mercado, o bien para incluir nuevas informaciones o modificaciones a iniciativa del operador del mercado o de los agentes del mercado una vez aceptadas por el operador del mercado.

El operador del mercado publicará una nueva liquidación de aquellos días que se hubieran modificado según lo establecido anteriormente, disponiendo los agentes de un nuevo plazo de reclamación.

Si, en razón del plazo establecido en estas reglas para efectuar la liquidación diaria existiesen reclamaciones pendientes de resolverse, dicha liquidación diaria tendrá carácter provisional.

En el caso de que el agente del mercado no resultare conforme con la resolución adoptada por el operador del mercado sobre la reclamación presentada, dispondrá de tres días hábiles para presentar una nueva reclamación sobre los mismos hechos aportando información adicional.

En tal caso y de acuerdo con lo establecido en la Regla de «Liquidación diaria», la liquidación efectuada se mantendrá, con carácter provisional, hasta la resolución firme de la reclamación.

En caso de que el agente recurriese a un organismo externo competente la resolución del operador del mercado a la reclamación, deberá informar de este hecho al operador del mercado presentando una nueva reclamación asociada al mismo expediente.

Si estando el agente disconforme con la resolución del operador del mercado a la reclamación no abre otra reclamación dentro del mismo expediente ni la presenta a organismo competente, pasado un plazo de quince días hábiles la reclamación quedará cerrada con el estado otorgado por el operador del mercado.

En el caso de que el agente del mercado no resultare conforme con la resolución adoptada por el operador del mercado sobre la reclamación presentada, se estará a lo establecido en la disposición transitoria octava del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre.

En tal caso, la liquidación efectuada se mantendrá con carácter provisional hasta la resolución firme de la reclamación.

Regla 55. Procedimiento de facturación de las transacciones en el mercado de electricidad

55.1 Agentes del mercado diario de producción a los que se les realiza la facturación.

La facturación se realizará a los agentes que participen en los mercados diario e intradiarios para el conjunto de unidades de producción y adquisición de las que sean titulares, considerando su porcentaje de participación, y por el conjunto de unidades no de su titularidad, pero a las que representan en nombre propio y por cuenta ajena.

A los agentes que participen en el mercado en virtud de inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción y en virtud de su actividad como comercializador, consumidor directo en mercado o representación de estas actividades, se les facturará por separado cada una de estas actividades.

A los agentes titulares de unidades de adquisición nacionales se les facturará el excedente o déficit económico diario correspondiente a la liquidación de la energía de subasta de las instalaciones acogidas al régimen económico de energías renovables. A efectos de determinar las unidades a las que le será de aplicación, se estará a lo establecido en la Regla «Unidades de adquisición nacionales a efectos de las liquidaciones del régimen económico de energías renovables».

Al operador del sistema eléctrico portugués se le facturará la renta de congestión correspondiente al sistema eléctrico portugués que se haya tenido en cuenta en el proceso de separación de mercados en la interconexión entre España y Portugal.

A los operadores del mercado designados en Francia, o terceras partes habilitadas por estos, se les facturará la parte de la renta de congestión correspondiente a la interconexión entre España y Francia que les haya sido liquidada de acuerdo con las reglas de liquidación.

Al operador del sistema eléctrico español se le facturarán las rentas de congestión correspondientes al sistema eléctrico español que se hayan tenido en cuenta en el proceso de separación de mercados en las interconexiones entre España y Portugal y entre España y Francia.

55.2 Determinación de las transacciones de compra-venta en el mercado de electricidad.

La determinación de las transacciones que se producen en el mercado de electricidad entre los agentes del mercado es necesaria para que se pueda realizar la facturación de manera adecuada.

Existirá una transacción por cada venta de un agente del mercado en cada periodo de programación y en cada mercado o segmento de liquidación en la que el operador del mercado será la contraparte compradora. Asimismo, existirá una transacción por cada adquisición de un agente del mercado en cada periodo de programación y en cada mercado o segmento de liquidación en la que el operador del mercado será la contraparte vendedora.

Existirá una transacción en cada periodo de programación y en cada mercado en el que se haya liquidado renta de la congestión entre cada uno de los titulares de la misma en los términos de la legislación aplicable y el operador del mercado, que será la contraparte.

Existirá una transacción en cada periodo de programación en el que un titular de unidad de adquisición nacional tenga energía programada en el último programa horario final del día y exista un excedente o un déficit en las liquidaciones del régimen económico de energías renovables en dicho día. Si se liquida un excedente económico, el operador del mercado será la contraparte compradora y si se liquida un déficit económico, el operador del mercado será la contraparte vendedora.

Existirá una transacción en cada periodo de programación y en cada mercado o segmento de liquidación en el que un titular de instalación de producción adscrita al régimen económico de energías renovables por los apuntes en cuenta correspondientes a los ajustes de liquidación recogidos en la Regla «Ajustes de liquidaciones del régimen económico de energías renovables». Si la transacción supone un derecho de cobro, el operador del mercado será la contraparte compradora y si la transacción supone una obligación de pago, el operador del mercado será la contraparte vendedora.

55.3 Expedición de la factura.

Las entregas de energía eléctrica asociadas al mercado efectuadas por los suministradores de la energía serán documentadas por el operador del mercado mediante facturas expedidas por dicho operador como destinatario de la operación, dando así cumplimiento a la obligación de expedir factura.

Los datos relativos a la identificación del destinatario de la operación serán los correspondientes al operador del mercado y los datos del proveedor serán los del suministrador de la energía.

El operador del mercado expedirá una factura por las entregas efectuadas a cada adquirente, en la que los datos relativos a la identificación del proveedor serán los correspondientes al operador del mercado y los datos del destinatario serán los del adquirente de la energía.

55.4 Conceptos incluidos en la factura.

La factura incluirá, además de los datos del suministrador y del adquirente de energía tal como se indica en la Regla de «Expedición de la factura», los siguientes conceptos:

– Serie de factura como entidad suministradora de energía para cada agente suministrador y numeración correlativa.

– Serie de factura como entidad adquirente de energía, que será la serie del operador del mercado, con numeración correlativa.

– Fecha de expedición.

– Fecha de vencimiento.

En el caso de la factura a una entidad adquirente de energía, los siguientes datos de cabecera de factura del agente comprador, referidos a la sede de la actividad económica o del establecimiento permanente al que se suministra la energía, en caso de que se trate de un sujeto pasivo revendedor según la Directiva 2006/112/CE del Consejo, de 28 de noviembre de 2006, relativa al sistema común del impuesto sobre el valor añadido, o los datos de su establecimiento situado en el territorio en el que se consume la energía en el caso de otros sujetos pasivos:

– Razón social del agente.

– Persona a cuya atención se expide la factura.

– Código de Identificación Fiscal (CIF).

– Dirección.

– Código Postal.

– Ciudad.

– Provincia.

– País.

En el caso de la factura de una entidad suministradora de energía, como regla general, se incluirán los mismos datos de cabecera de factura que se han comunicado para la factura como entidad adquirente. No obstante, lo anterior, los agentes que han comunicado en dichos datos un establecimiento permanente al cual se suministra la energía situado fuera del territorio español, si poseen un establecimiento permanente o domicilio fiscal en el territorio español que intervenga en las entregas de electricidad, deberán comunicar los datos anteriores referidos a dicho establecimiento para que sean utilizados en la factura de la entidad suministradora.

La factura incluirá el importe a pagar o a cobrar por las operaciones de compra o venta realizadas en el mercado, que incluye la liquidación de los mercados diarios e intradiarios, las liquidaciones del régimen económico de energías renovables, así como los conceptos que reglamentariamente se determinen.

El importe que por este concepto figura en la factura de la entidad suministradora coincide con el importe total de las transacciones acreedoras del agente.

El importe que por este concepto figura en la factura de la entidad adquirente de energía coincide con el importe total de las transacciones deudoras del agente.

La factura incluirá también las cuotas e impuestos reglamentarios, que se detallan en la Regla «Cuotas e impuestos aplicables».

55.5 Cuotas e impuestos aplicables.

55.5.1 Impuesto especial sobre la electricidad.

El Impuesto Especial sobre la Electricidad (IEE) debe ser satisfecho por los consumidores directos en mercado por sus adquisiciones de energía en el mercado que respondan a consumos en territorio español, así como por los agentes que reglamentariamente se determine.

Aquellos agentes del mercado a los que sea de aplicación la reducción de la base imponible del impuesto prevista en el artículo 98 de la Ley 38/1992, de 28 de diciembre, de Impuestos Especiales, presentarán al operador del mercado, como contribuyente del impuesto, la información que reglamentariamente se establezca, así como la unidad física del punto de suministro que tiene derecho a dicha reducción. A las compras que se realicen a través de unidades porfolio no se les aplicará la reducción del impuesto de electricidad.

El agente será el responsable de la veracidad de la información para la correcta aplicación del Impuesto Especial sobre la Electricidad.

El operador del mercado aplicará, en la facturación del mercado, la reducción del Impuesto Especial sobre la Electricidad no más tarde del tercer día hábil tras la recepción de toda la información necesaria y siempre que la configuración de las unidades de oferta permita su aplicación. Cualquier modificación en los valores autorizados será comunicada al operador del mercado y surtirá efectos en los mismos plazos que la notificación anterior.

55.5.2 Impuesto del Valor Añadido.

El Impuesto del Valor Añadido (IVA) se repercutirá a los sujetos según las normas específicas que regulan las entregas de electricidad.

Los agentes del mercado comunicarán la condición en la que actúan en el mercado y los datos relativos a su establecimiento, así como cualquier variación que en ellos se produzca, que servirán de base para la determinación del régimen de tributación aplicable.

55.6 Datos de los agentes para efectuar la facturación.

Será requisito imprescindible para obtener el alta como agente del mercado haber aportado al operador del mercado, mediante el sistema establecido a tal efecto en la «Guía de Acceso al Mercado», todos los datos necesarios para que este pueda efectuar la facturación en nombre del agente. Cualquier modificación de dichos datos deberá solicitarse a través del Sistema de Información del Operador del Mercado, siendo aceptada por este si la solicitud es correcta. La aceptación y tramitación por el operador del mercado de la solicitud del agente se regirá por los plazos que se establecen en la Regla de «Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes».

Los cambios que se produzcan en dichos datos cuando afecten a la facturación, entre los que se incluyen los datos para la aplicación de la reducción en el Impuesto de Electricidad y los cambios de titularidad de instalaciones, no tendrán efecto sobre fechas cuya casación del mercado diario ya se hubiera producido.

55.7 Periodo de facturación.

La facturación se realizará en días hábiles para el conjunto de periodos de programación de un día cuya liquidación diaria haya sido publicada. Asimismo, tras cada casación y tras cada sincronización con la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado, se publicarán los datos acumulados de la facturación diaria que tendrán la consideración de borrador.

55.8 Facturación electrónica.

Las facturas serán expedidas de forma electrónica utilizando una firma electrónica avanzada del operador del mercado basada en un certificado reconocido y creada mediante un dispositivo seguro de creación de firma.

Las facturas expedidas podrán descargarse a través del Sistema de Información del Operador del Mercado, lo que garantiza, a su vez, la confidencialidad.

La factura electrónica se expedirá en formato XML siguiendo el formato estructurado de la factura electrónica Facturae, versión 3.2 o superior, y de firma electrónica conforme a la especificación XMLAdvanced Electronic Signatures (XAdES). Asimismo, se publicará el contenido de la factura en formato fácilmente legible.

Los agentes podrán comprobar, una vez recibida la factura, a través del mecanismo de verificación de firma:

– La autenticidad del origen de las facturas, es decir, que estas han sido expedidas por el operador del mercado.

– La integridad del contenido, es decir, que no han sido modificadas

– Que el certificado de creación de firma del operador del mercado no ha sido revocado.

El agente deberá conservar, tal y como se indica en la normativa aplicable, el fichero de la transmisión conteniendo la factura y su firma, tal y como se recibió. Asimismo, podrá conservar la factura en forma impresa en papel con las condiciones que reglamentariamente se establezcan.

El operador del mercado conservará en su base de datos los ficheros de facturación electrónica.

Se firmarán electrónicamente todo el resto de documentos que acompañen a la facturación. Los agentes podrán descargárselos a través del Sistema de Información del Operador del Mercado.

55.9 Facturas rectificativas.

En caso de que sea necesario realizar una nueva liquidación de un día, o por error en la factura en los supuestos recogidos en la normativa vigente, el operador del mercado expedirá factura rectificativa, en la que constará la rectificación de los datos que, en el caso de rectificación en importes y energías, serán las diferencias con los anteriores.

55.10 Obligaciones fiscales del operador del mercado relativas a la facturación.

El operador del mercado relacionará en su declaración anual de operaciones con terceras personas, en los términos previstos por el Real Decreto 1065/2007, de 27 de julio, por el que se aprueba el Reglamento General de las actuaciones y los procedimientos de gestión e inspección tributaria y de desarrollo de las normas comunes de los procedimientos de aplicación de los tributos. las operaciones realizadas por los suministradores de energía eléctrica y por los adquirentes, que hayan sido documentadas con arreglo a lo indicado en la Regla de «Expedición de la factura», indicando respecto de cada suministrador y de cada adquirente el importe total de las operaciones efectuadas durante el periodo a que se refiera la declaración, en la que se harán constar como compras las entregas de energía imputadas a cada suministrador y como ventas las adquisiciones de energía imputadas a cada adquirente.

Asimismo, el operador del mercado realizará la liquidación del Impuesto del Valor Añadido, del Impuesto Especial sobre la Electricidad y de cuantos otros impuestos y cuotas correspondan a la facturación del mercado de electricidad, en los términos legalmente establecidos, como sujeto pasivo y contribuyente de dichos impuestos.

55.11 Obligaciones de los sujetos relativas a la facturación.

A efectos de facturación, los agentes reconocen y declaran expresamente el completo conocimiento de todas sus obligaciones en el ámbito fiscal en referencia a las actividades por las que el operador del mercado va a expedir factura en su nombre, en caso de ventas, o va a poner a su disposición la factura, en caso de adquisiciones. En particular, y sin ánimo exhaustivo, será de aplicación la normativa relativa al Impuesto del Valor Añadido y al Impuesto Especial sobre la Electricidad, sin perjuicio de otras cuotas y cargos que pudieran ser aplicables. El operador del mercado no se hace responsable en ningún caso y en modo alguno de cualquier incumplimiento por parte de los agentes de la normativa fiscal que les sea aplicable en cada momento.

Los agentes del mercado facilitarán al operador del mercado cualquier información necesaria que les sea requerida para el buen funcionamiento del sistema de facturación, así como cualquier información de sus operaciones en el mercado que este les solicite para cumplir con sus obligaciones fiscales como operador del mercado y como contraparte de las operaciones de compra y de venta en el mercado.

55.12 Solicitud de información relativa a facturación.

Los agentes podrán solicitar al Operador del Mercado información relativa a su facturación en el mercado de electricidad para sus auditorías contables a través del sistema de información del Operador del Mercado. No se aceptará ninguna solicitud realizada por otros medios.

El operador del mercado responderá a la solicitud poniendo a disposición del agente del mercado en el sistema de información del Operador del Mercado la información estándar necesaria para sus auditorías contables con la firma electrónica avanzada del operador del mercado.

La aceptación y tramitación por el Operador del Mercado de la solicitud del agente se regirá por los plazos que se establecen en la regla «Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes».

El operador del mercado cumplirá los criterios de confidencialidad previstos en las presentes reglas de manera particular para los datos de facturación, lo que impedirá el envío a los agentes de dichos datos por medios no seguros, como el fax o el correo electrónico.

Regla 56. Sistema de cargos y abonos

56.1 Horizonte de liquidación.

Se define horizonte de liquidación L, como el conjunto de liquidaciones diarias cuyos cobros y pagos se realizan conjuntamente.

El horizonte de liquidación será, inicialmente, la semana natural, esto es, de lunes a domingo. El operador del mercado podrá modificar mediante instrucción, y previa autorización por los organismos reguladores que corresponda, este parámetro, siendo en cualquier caso el periodo mínimo de liquidación de un día.

56.2 Cobros y pagos.

56.2.1 Cobros y pagos de los agentes del mercado.

Se definen a continuación los siguientes parámetros:

N: Día de publicación de los cobros y pagos a realizar. Se define como el primer día hábil posterior al último día del horizonte de liquidación.

P: Día de pagos, será el segundo día que sea día hábil y día hábil bancario posterior al día N. En aquellas semanas en las que coincidan, de lunes a viernes, tres días entre no hábiles y no bancarios, el día de pagos será el día hábil y hábil bancario posterior al día N.

C: Día de cobros, será el primer día hábil bancario posterior al día P.

Se consideran días inhábiles los sábados, domingos y los días festivos de la plaza de Madrid, así como el 24 y el 31 de diciembre. Se considerarán días no hábiles bancarios los días declarados inhábiles por el Banco de España así como los inhábiles comunicados por la entidad financiera que gestiona la cuenta designada por el operador del mercado para la realización de los abonos y pagos.

El operador del mercado publicará a los agentes el día N los cobros y pagos del horizonte de liquidación L.

Las liquidaciones diarias que se hubieran modificado como resultado de la resolución de incidencias, o por otros de los motivos recogidos en las presentes reglas, y que hubieran formado parte de un horizonte de liquidación previo, tendrán misma fecha de cobros y pagos que el horizonte de liquidación al que pertenezca el día hábil anterior al de su publicación.

Los cobros y pagos que correspondan a los agentes del mercado de acuerdo con la liquidación diaria provisional se considerarán a cuenta de la liquidación definitiva.

El operador del mercado podrá modificar mediante instrucción los parámetros N, P y C.

56.2.2 Cobros y pagos de los intercambios con el sistema eléctrico francés.

Los cobros y pagos con los operadores del mercado designados en Francia correspondientes a la liquidación del flujo en la interconexión entre España y Francia y de la renta de congestión que se genere en la misma se realizarán diariamente, de acuerdo con los procedimientos de cobros y pagos y en base al calendario de pago acordados con cada operador.

56.2.3 Costes derivados de la armonización de los ciclos de pagos.

El operador del mercado, en su función como contraparte central de los intercambios de energía con los sistemas eléctricos francés, portugués y marroquí, armonizará los desfases temporales entre los cobros y los pagos a través de la correspondiente financiación:

Los operadores del mercado, designados en España y en Francia, o terceras partes habilitadas por éstos, se harán cargo del 50 % del coste de la financiación requerida para hacer frente a los pagos entre ambos sistemas. El coste asignado al operador del mercado español se financiará con cargo a la renta de congestión correspondiente al sistema eléctrico español.

Asimismo, el coste de la financiación necesaria para cubrir el desfase entre el IVA soportado y el IVA repercutido por el operador del mercado derivado de su actuación como contraparte central de las exportaciones, importaciones e intercambios intracomunitarios en el mercado, se financiará con cargo a la renta de congestión correspondiente al sistema eléctrico español del conjunto de las interconexiones.

56.3 Características de las notas agregadas de cargo y abono.

56.3.1 Publicación de la nota agregada de cargo y abono.

El operador del mercado, el día N, publicará a los agentes del mercado que hubieren actuado como compradores o vendedores, a través de los Sistemas de Información del Operador del Mercado, y firmadas electrónicamente, las notas agregadas de cargo y abono, que indicarán el importe neto a pagar o cobrar resultante de la suma de las facturas correspondientes al mismo horizonte de liquidación, así como el detalle de las facturas incluidas.

El operador del mercado publicará a los agentes del mercado su correspondiente nota agregada de cargo y abono en la que se hará constar, en su caso, lo siguiente:

– Nombre del agente.

– Fecha de vencimiento.

– Fecha y hora límite del pago

– Cuenta del operador del mercado en la que se debe recibir el pago.

– Cuenta del agente en la que se efectuará el pago.

Asimismo, se incluirá el detalle de cada factura correspondiente a las liquidaciones diarias pertenecientes al mismo horizonte de liquidación, en concreto:

– Fecha de la liquidación diaria.

– Referencia a la factura emitida.

– Resultado de dicha factura.

Se indicará asimismo el importe total a pagar o cobrar resultado de la suma de dichas facturas.

La nota agregada de cargo y abono incluirá, asimismo, todas aquellas correcciones que pudieran surgir en el desarrollo habitual de los cobros y pagos, tales como intereses de demora o pagos en exceso, correcciones por movimientos en los saldos en efectivo que los agentes hubieran aportado, pagos anticipados, cantidades a retener de los derechos de cobro acreditados en el horizonte de liquidación previo para garantizar las obligaciones de pago del horizonte actual, penalizaciones a instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables recogidas en la Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, o cualquier otro movimiento de efectivo que fuera necesario incluir en esta nota.

En particular el operador del mercado podrá integrar en la nota agregada de cargo y abono del mercado de cada agente el pago correspondiente a la financiación del operador del mercado que normativamente se determine. En caso de que los agentes estén representados en el mercado en nombre propio y por cuenta de terceros su obligación de pago en concepto de la retribución del operador del mercado se integrará en la nota agregada de cargo y abono de su representante minorando el cobro o aumentando el pago del mismo.

56.3.2 Nueva publicación de la nota agregada de cargo y abono.

En ciertos supuestos, que se indican a continuación, el operador del mercado, previa notificación a los agentes, publicará una segunda versión de la nota agregada de cargo y abono con posterioridad al día N. Estos supuestos son los siguientes:

– Si el día de pagos, tras verificarse el incumplimiento en el pago de un agente se ejecutase la cesión de derechos de cobro otorgada por un tercero, este último vería modificado el resultado indicado en la nota agregada publicada el día N. En este caso el operador de mercado publicará una nueva nota agregada al agente cedente en la que se incluirá el resultado de la ejecución de la cesión de derechos de cobro. Si el resultado de la nota agregada fuera un cargo, el agente deberá proceder a abonarlo en la cuenta del operador del mercado inmediatamente. En caso de que el día de pagos no se haya efectuado el pago, se procederá a actuar tal como se indica en la Regla de «Régimen de impagos e intereses de demora».

– Si el día de pagos se produce una situación de impago, el prorrateo se llevará a cabo en proporción a las notas de abono de cada agente acreedor sin tener en cuenta, en su caso, la consolidación de las notas de cargo o abono de los agentes que se hubieran acogido a dicha opción, tal y como establece la regla «Consolidación de cobros y pagos».

Si se produce el impago de un grupo empresarial que consolide sus notas de cargo o abono, el Operador del Mercado dispondrá la ejecución de las garantías prestadas necesarias para cubrir la deuda.

Si como consecuencia del prorrateo, la nota consolidada de un grupo empresarial resulta deudora, el Operador del Mercado procederá a emitir una nueva nota de cargo que el agente deberá hacer efectiva de forma inmediata. Si no lo hiciera se procederá a actuar tal y como se indica en la Regla de «Régimen de impagos e intereses de demora».

– Cualquier otro motivo que obligue al operador del mercado a modificar los datos inicialmente publicados, tales como embargos sobre derechos de cobro por parte de la agencia tributaria u otros organismos.

56.4 Consolidación de cobros y pagos.

En los casos contemplados en las presentes reglas en los que se expidan dos o más facturas al mismo agente del mercado por razón de distintas actividades, considerando que estas facturas corresponden a un mismo CIF, las notas de abono o cargo agregadas podrán consolidarse en una de ellas. El operador del mercado incluirá en la nota agregada de cargo y abono de dicho agente el conjunto de notas de abono y cargo diarias emitidas al agente en el horizonte de liquidación.

Los agentes del mercado que pertenezcan a un mismo grupo empresarial podrán consolidar en una sola nota agregada de cargo o abono las notas correspondientes a todas las empresas del grupo con el exclusivo objeto de reducir operativamente el movimiento de fondos entre dichos agentes y el operador del mercado.

A estos efectos, dichos agentes deberán enviar al operador del mercado el modelo recogido en la «Guía de Acceso al Mercado» para solicitar dicha consolidación, debidamente cumplimentado y firmado por personas con poderes suficientes. En dicho documento se indicará en qué empresa se desea consolidar las notas de cargo o abono. En aquellos casos en los que la nota resulte acreedora, el pago se efectuará en la cuenta correspondiente a la empresa designada por los agentes para el abono de tales pagos.

Los agentes pertenecientes a un grupo empresarial que suscriban el documento de consolidación de cobros y pagos, así como aquellos agentes que consoliden la facturación de varias actividades en una de ellas, deberán formalizar un depósito de garantías en efectivo en la cuenta del Operador del Mercado de cara a cubrir posibles incumplimientos en el pago derivados de la aparición o aumento de la posición neta deudora como consecuencia de la aplicación de prorrateos por impago que se recogen en la regla «Régimen de impagos e intereses de demora». El importe de este depósito de garantías en efectivo será calculado por el Operador del Mercado teniendo en consideración el volumen de cobros y pagos en el mercado, así como el promedio de los cinco mayores incumplimientos de pago que se han producido en el mercado y que requirieron de aplicar la minoración a prorrata de los cobros de los agentes acreedores en dicho horizonte de liquidación.

Este requerimiento será actualizado periódicamente para reflejar los cambios en el volumen de cobros y pagos y en la serie histórica de incumplimientos en el pago.

Si el importe del depósito en efectivo formalizado por el agente que consolida varias actividades o por los agentes pertenecientes al grupo empresarial no resultara suficiente para cubrir el importe de la cantidad impagada, el Operador del Mercado les requerirá incrementar el importe de garantías en efectivo de manera inmediata y, en caso de no formalizarse dicho incremento en el plazo máximo de una hora, procederá a actuar según lo establecido en la regla «Régimen de impagos e intereses de demora», deshaciendo la consolidación de cobros y pagos de las empresas del grupo empresarial a los efectos de la aplicación de dicha regla.

A los efectos de definir los agentes pertenecientes a un mismo grupo empresarial se estará a lo dispuesto en el artículo 42 del Código de Comercio.

56.5 Obligaciones para los agentes del mercado que resulten como deudores.

El agente del mercado deberá ingresar la cantidad que le corresponda abonar incluyendo el Impuesto sobre el Valor Añadido que esté establecido en cada momento. Asimismo, deberá abonar cualquier otro tipo de impuesto o recargo a que resulte legalmente obligado y, en especial y en su caso, el Impuesto Especial sobre la Electricidad mencionado en la Regla de «Cuotas e impuestos aplicables». Los gastos derivados de los pagos serán por cuenta del agente.

El plazo máximo en que deberá realizarse el pago no podrá ser después de las diez horas de la fecha de pagos P indicada en la Regla de «Cobros y pagos». El pago deberá realizarse en la cuenta designada por el operador del mercado.

El operador del mercado podrá habilitar otros procesos de pago, tales como la domiciliación o el pago contra tarjeta de débito, siempre que estas soluciones garanticen la seguridad del pago. El detalle de estos procesos se desarrollará, en su caso, mediante instrucción.

Los agentes aceptan que todo pago emitido para cubrir las obligaciones contraídas en cada horizonte de liquidación tiene carácter irrevocable.

El deudor no se liberará de su obligación de pago sino cuando este sea ingresado en la cuenta del operador del mercado. La cantidad adeudada, en su caso, minorará a prorrata los derechos de cobro de los acreedores, procediendo el operador del mercado a realizar la correspondiente regularización una vez saldada la deuda.

En caso de que no se haya producido un impago, la obligación de pago quedará liberada no más tarde de la hora establecida en la Regla de «Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes».

Los agentes deudores podrán efectuar un único pago a cuenta, parcial o total, previo a la emisión de la nota agregada de cargo y abono, si bien, para que este pago anticipado sea tenido en consideración por el operador del mercado en la emisión de dicha nota, el agente deberá notificar a través del Sistema de Información del Operador del Mercado su realización. Una vez se compruebe que el ingreso figura en la cuenta del operador del mercado, se aceptará la notificación del agente y, se incluirá en la nota agregada de cargo y abono, liberando desde la aceptación las obligaciones de pago correspondientes del agente.

La aceptación y tramitación por el operador del mercado de la notificación del agente se regirá por los plazos que se establecen en la Regla de «Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes».

Para facilitar la rápida identificación, los agentes deudores ordenantes de las transferencias bancarias deberán:

– Incluir en estas el código de empresa-actividad que consta en la base de datos del operador del mercado.

– Realizar el pago semanal mediante una única transferencia con el fin de agilizar la conciliación bancaria (o bien en dos transferencias si el agente ha optado por realizar un pago anticipado previo a la emisión de la nota agregada de cargo y abono semanal). En caso de no cumplir con dicho requerimiento el agente deberá abonar al operador del mercado 25 euros por cada transferencia adicional realizada. Dicho cargo podrá incluirse en la nota de abono o cargo.

El Operador del Mercado repercutirá a los agentes del mercado los intereses negativos u otros cargos que le aplique la entidad bancaria por los saldos en la cuenta resultantes de los ingresos de pagos anticipados desde la fecha del ingreso hasta el siguiente día de pagos, en proporción a estos.

Los correspondientes cargos a los agentes podrán integrar, como máximo, los intereses repercutidos en la cuenta durante un periodo de seis meses, procediéndose a su cargo antes de sesenta días naturales desde la recepción por parte del Operador del Mercado de la información bancaria correspondiente al periodo liquidado.

Para acogerse a dicha opción de pagos anticipados el agente deberá disponer de un depósito de garantías en efectivo en cantidad suficiente para hacer frente a dichos cargos. Estos cargos se podrán deducir de las garantías en efectivo del agente y se podrán integrar en la nota de abono o cargo semanal.

El operador del mercado publicará los tipos máximos aplicables a los ingresos de efectivo, así como las condiciones de aplicación y cualquier cambio que pudiera producirse en los mismos.

56.6 Derechos para los agentes del mercado que resulten como acreedores.

El operador del mercado cursará instrucciones al banco en el que se mantenga la cuenta de tesorería sobre la realización de los pagos, en favor de los acreedores que hubieren participado en el mercado durante el horizonte de liquidación de que se trate. El operador del mercado emitirá los pagos a los agentes acreedores en la cuenta que éstos comuniquen.

Los datos de la cuenta bancaria para cobros sólo podrán ser comunicados y modificados mediante solicitud a través del Sistema de Información del Operador del Mercado por persona con permisos suficientes, siendo aceptada por el operador del mercado si los datos de la cuenta bancaria son completos y no contienen errores. Se admitirá, si el agente lo desea, que el titular de la cuenta no sea el propio agente. La aceptación y tramitación por el operador del mercado de la solicitud del agente se regirá por los plazos que se establecen en la Regla de «Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes».

El día en que deberá realizarse el abono será no más tarde del día de cobros C definido en la Regla de «Cobros y pagos» para los agentes del mercado que resulten acreedores. En el caso de que la cuenta bancaria del acreedor esté abierta en una entidad que no opere en el ámbito de la Zona Única de Pagos en Euros (SEPA), no se garantizará la recepción del cobro con fecha valor del día de cobros C.

El pago contra la citada cuenta de tesorería lo realizará la entidad bancaria dentro del mismo día y misma fecha valor indicado en el párrafo anterior, salvo por causas excepcionales derivadas de incidencias en los procesos propios de la entidad bancaria o del operador del mercado, en cuyo caso el pago se realizará el siguiente día hábil, de acuerdo con la relación de días inhábiles considerada para la determinación del día de cobros.

Dicho pago incluirá el Impuesto sobre el Valor Añadido que el agente del mercado debe repercutir, y cualquier otro impuesto de cualquier carácter que la legislación en vigor le obligue a gestionar.

56.7 Cuenta designada por el operador del mercado para la realización de los abonos y pagos.

El operador del mercado designará una cuenta de tesorería en una entidad financiera de ámbito nacional a los efectos establecidos en las presentes reglas.

Esta cuenta será de titularidad del operador del mercado, que únicamente podrá ordenar los cargos y abonos en dicha cuenta por las liquidaciones resultantes en el mercado y la gestión del efectivo depositado en la misma, en los términos de los apartados anteriores.

El operador del mercado podrá desarrollar, mediante instrucción, procedimientos de pago adicionales a los establecidos en estas reglas a los efectos de facilitar el pago a los agentes del mercado y la conciliación bancaria.

El Operador del Mercado podrá rentabilizar el efectivo existente en esta cuenta. Los intereses devengados en esta cuenta, sean positivos o negativos, así como otros cargos que aplique la entidad bancaria por los saldos en efectivo, menos los posibles costes de esta y menos un máximo de 15 puntos básicos de tipo de interés, que podrá conservar el Operador del Mercado en concepto de comisión de gestión, se trasladarán a los agentes que hayan aportado los depósitos en efectivo en proporción a los mismos.

Los correspondientes cargos o ingresos a los agentes podrán integrar, como máximo, los intereses generados en la cuenta durante un periodo de seis meses, procediéndose a su abono antes de sesenta días naturales desde la recepción por parte del Operador del Mercado de la información bancaria correspondiente al periodo liquidado.

Para minimizar los saldos de efectivo en la cuenta, el Operador del Mercado realizará sus mayores esfuerzos para iniciar el pago a los agentes acreedores el mismo día en que se reciban los pagos de los agentes deudores siempre que se disponga del importe total de estos.

56.8 Régimen de impagos e intereses de demora.

En el supuesto de impago, el deudor incumplidor vendrá obligado al pago de una penalización. Las cantidades adeudadas y no pagadas devengarán intereses de demora, a contar desde la fecha en que el pago fuera exigible sin que se haya verificado, hasta la fecha en que efectivamente se haya abonado la cantidad pendiente, tal y como se determina a continuación.

Si a las 11 horas de la fecha de pago el banco del operador del mercado no ha recibido notificación firme de la ejecución del pago emitirá un certificado, indicando el agente y el importe incumplido. Tras recibir esta notificación el operador del mercado aplicará una penalización fija a cada agente incumplidor de 300 euros y ejecutará, previa notificación al interesado, la garantía constituida, conforme se establece en la Regla «Criterios de actuación frente a incumplimientos»:

1. Si la ejecución de la garantía permite el cobro inmediato de la misma, el operador del mercado efectuará el conjunto de los pagos previstos.

2. Si la ejecución de la garantía no permite el cobro por el operador del mercado de la cantidad adeudada:

Se minorará a prorrata los derechos de cobro de los agentes del mercado que resulten acreedores en el horizonte de liquidación, lo que origina un préstamo al agente moroso de dichos agentes. Dicha minoración no afectará en ningún caso a la liquidación correspondiente a los operadores del mercado designados en Francia o entidad habilitada por estos.

La cantidad adeudada devengará intereses por los días de demora al tipo €STR (Euro Short-term Rate) más trescientos puntos básicos, con un mínimo de 200 euros, a cargo del agente moroso.

Las cantidades adeudadas se calcularán según la fórmula siguiente:

D = E + max[E*i*P/360;200] + 300

Siendo:

D: Cantidad adeudada incluidos intereses de demora y la correspondiente penalización por incumplimiento.

E: Cantidad adeudada y no pagada, excluidos intereses de demora.

i: tipo de interés de demora.

P: Periodo de liquidación de intereses.

El tipo de interés de demora aplicable será el resultante de aplicar el tipo de interés interbancario según el tipo medio que publique diariamente el Banco de España para depósitos a un día (Euro Short-term Rate - €STR) más tres puntos porcentuales.

Si un titular de una unidad de adquisición nacional incumpliera el pago de la liquidación del posible déficit económico del régimen económico de energías renovables, el operador del mercado ejecutará sus garantías y en caso de que estas no fueran suficientes, el operador del mercado prorrateará la cantidad adeudada entre los titulares de instalaciones acogidas al régimen económico de energías renovables en proporción al saldo acreedor de las instalaciones acogidas al régimen económico de energías renovables en el mismo horizonte de liquidación. El operador del mercado comunicará a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico los incumplimientos de pago que se produzcan.

En el caso de un incumplimiento en el pago no cubierto por garantías suficientes, las garantías disponibles del agente incumplidor se destinarán en primer lugar a cubrir las obligaciones de pago correspondientes a los mercados diario e intradiarios. El resto de garantías disponibles del agente incumplidor, en su caso, se destinarán en primer lugar a la cobertura de las obligaciones de pago del Régimen Económico de Energías Renovables y, con posterioridad, a aquellos otros requerimientos de garantías que normativamente se contemplen.

Una vez saldada la deuda, el operador del mercado procederá a la regularización de la misma, abonando la cantidad que resultó impagada más los correspondientes intereses de demora a los acreedores según lo establecido en los apartados anteriores.

Los importes correspondientes a los intereses de demora serán de aplicación siempre que el impago provoque la aplicación de prorrateos de la cantidad impagada entre los agentes acreedores y esto suponga un retraso en el cobro de estos últimos. Los prorrateos se realizarán el día de cobros.

Con independencia de lo anterior, el deudor incumplidor será responsable de todos los daños y perjuicios causados por el retraso.

56.9 Depósito en efectivo para pagos.

El agente que lo desee, como forma alternativa al pago por transferencia bancaria, puede realizar previamente un depósito en efectivo en la cuenta bancaria designada por el operador del mercado para realizar los cobros y pagos, y solicitar que los pagos por debajo de cierto umbral se efectúen con cargo a dicho depósito.

En caso de que el saldo de dicho depósito aportado exceda la suma del importe de los pagos semanales del agente en los últimos seis horizontes de liquidación, el operador del mercado podrá, previa notificación al agente, proceder a devolverle las cantidades que superen dicho límite.

56.10 Calendario de cobros y pagos.

Cada año, y tras publicarse los días festivos nacionales y de la Comunidad Autónoma de Madrid, así como los días no bancarios, el operador del mercado presentará a los agentes del mercado un calendario de pagos para el siguiente ejercicio, desde el 1 de enero hasta el 31 de diciembre del siguiente año. Este calendario deberá detallar las fechas límite de comunicación de los cargos y abonos y las fechas límite de pago correspondiente a cada horizonte de liquidación.

El operador del mercado se reserva el derecho de modificar estas fechas, siempre y cuando exista un preaviso de al menos un mes, si mediante instrucción, se decidiera modificar el plazo de cobros y pagos semanales, o bien si se produjera un cambio de las reglas del mercado que afectara al calendario de liquidación previamente publicado.

56.11 Prenda sobre derechos de cobro.

Los agentes del mercado que otorguen en prenda los derechos de cobro por sus ventas en los mercados diario e intradiarios a entidades acreedoras a través de la cuenta del mercado, podrán notificarlo al operador del mercado, que lo tendrá en consideración siempre que se cumplan las siguientes condiciones:

– La solicitud de cuenta en prenda se efectuará por persona autorizada del agente o su representante a través del Sistema de Información del Operador del Mercado sobre la cuenta que el agente tiene dada de alta en el mercado.

– La solicitud deberá ir acompañada de envío de documento al efecto según el modelo que publique el operador del mercado, y deberá ser firmado por apoderado del agente y por apoderado del acreedor pignoraticio.

El establecimiento de prenda sobre la cuenta bancaria del agente tendrá para el operador del mercado dos efectos:

1. La posterior modificación de los datos de la cuenta bancaria requerirá la solicitud por persona autorizada del agente o su representante a través del Sistema de Información del Operador del Mercado, siendo aceptada si se recibe en el operador del mercado documento al efecto, según el modelo que publique este operador, firmado por apoderado del agente y por apoderado del acreedor pignoraticio.

2. La retirada de prenda sobre la cuenta bancaria requerirá la solicitud por persona autorizada del agente o su representante a través del Sistema de Información del Operador del Mercado, siendo aceptada si se recibe en el operador del mercado documento al efecto, según el modelo que publique este operador, firmado por apoderado del agente y por apoderado del acreedor pignoraticio.

La aceptación de cuenta en prenda no supone para el operador del mercado obligación de abono en dicha cuenta del saldo acreedor del agente, en su caso, por las ventas en el mercado, sino que prevalecerán las reglas relativas a la representación, de tal modo que los abonos por las ventas del agente en el mercado a través de un representante que actúa en nombre propio y por cuenta del agente se efectuarán en la cuenta del representante.

El operador del mercado queda eximido en el momento de su recepción y posteriormente, de cualquier responsabilidad respecto de comunicaciones de prendas que resulten improcedentes, entre otras consideraciones y a título enunciativo, debido a que en dicho momento el deudor pignoraticio no sea agente del mercado o esté representado por un agente del mercado en nombre propio.

Regla 57. Procedimiento relativo a la prestación de garantías a favor del operador del mercado

57.1 Constitución de garantías.

Los agentes del mercado que puedan resultar deudores como resultado de sus operaciones en el mercado o en las liquidaciones del régimen económico de energías renovables, deberán prestar al operador del mercado garantía suficiente para dar cobertura a las obligaciones económicas derivadas de sus transacciones, de tal modo que se garantice a los acreedores el cobro íntegro de la energía eléctrica suministrada, al precio de la misma así como los demás conceptos incluidos en la Regla de «Cuotas e impuestos aplicables», y como máximo en el siguiente día que se produzca la liquidación del periodo correspondiente.

La falta de prestación de esta garantía, su falta de aceptación por el operador del mercado por considerarla insuficiente o inadecuada, o su falta de mantenimiento y actualización, impedirán al agente del mercado intervenir en el mercado.

57.2 Sujetos que deben prestar garantías en el mercado.

El titular de las garantías deberá ser el propio agente, si acude al mercado en nombre y por cuenta propia.

Si el agente está representado por un sujeto que actúa en nombre y por cuenta del agente, el titular de las garantías habrá de ser el propio agente a todos los efectos.

Si el agente está representado por un sujeto que actúa en nombre propio y por cuenta del agente, el titular de las garantías habrá de ser el representante a todos los efectos.

57.3 Mantenimiento de garantías.

El operador del mercado liberará la garantía que preste el agente en el mercado siempre que haya cumplido todas las obligaciones derivadas de su participación en el mismo.

57.4 Cobertura de las garantías.

La garantía que debe prestar cada agente responderá, sin limitación alguna, conforme a lo establecido en las presentes reglas, de las obligaciones que asuma en virtud de sus adquisiciones de energía eléctrica en el mercado, así como de cualquier otra obligación ante el operador del mercado en relación con su actuación en el mercado.

La garantía prestada deberá responder también de cuantos impuestos vigentes y cuotas fueran exigibles a los agentes en el momento del pago por sus adquisiciones en el mercado.

Esta garantía no responderá de obligaciones contraídas con clientes, personas o entidades distintas de los agentes que actúen como vendedores en el mercado. En particular, no responderá de los pagos que deban efectuarse por la liquidación de los peajes y por los pagos correspondientes a los contratos bilaterales físicos que se concluyan al margen del citado mercado.

57.5 Tipos de garantías.

Los agentes del mercado, si desean participar en los mercados, deberán presentar:

– Una garantía de operación para cubrir el valor de las ofertas deudoras de las unidades de las que el agente es titular, siempre que la oferta la realice directamente el titular o su representante en nombre y por cuenta ajena, y el valor de las ofertas deudoras de las unidades a las que represente en nombre propio.

La insuficiencia de esta garantía impedirá al agente participar en el proceso de casación correspondiente.

Asimismo, los agentes del mercado están obligados a prestar las siguientes garantías:

– Una garantía de crédito que responderá de las obligaciones de pago devengadas y no pagadas. Esta garantía de crédito no será fijada «a priori» por el operador del mercado, sino que se calculará una vez se conozca el resultado de la liquidación. Los agentes que hayan aportado una garantía de operación que haya permitido la casación de su oferta, tendrán cubierta la garantía de crédito requerida como resultado de la liquidación de dicha transacción mediante la conversión automática en garantía de crédito de la parte de garantía de operación que resulte necesaria.

– Una garantía complementaria, exigible a los agentes en aquellos supuestos en que el operador del mercado lo considere necesario, bien por existir un riesgo superior a la cobertura de la garantía de operación, bien por otras circunstancias especiales que justifiquen objetivamente la exigencia de garantías complementarias.

A este respecto, el operador del mercado podrá solicitar a una compañía de «rating» la calificación del riesgo del agente que actúe como comprador a efectos de justificar objetivamente la exigencia de una garantía complementaria con coste repercutible al agente afectado.

– Una garantía requerida a agentes titulares de unidades de adquisición nacionales para responder de las obligaciones de pago de la liquidación del posible déficit económico del régimen económico de energías renovables.

– Una garantía requerida a agentes titulares de unidades de producción nacionales adscritas al régimen económico de energías renovables para responder de las obligaciones de pago de la liquidación del mencionado régimen económico.

57.6 Formalización de las garantías.

57.6.1 Instrumentos de formalización de garantías.

La formalización de las garantías deberá realizarse a favor del operador del mercado mediante los siguientes instrumentos:

a) Depósitos en efectivo en la cuenta designada por el operador del mercado para la gestión de las garantías en efectivo.

Esta cuenta residirá en una entidad financiera de ámbito nacional y será de titularidad del operador del mercado, que únicamente podrá ordenar los cargos y abonos en dicha cuenta por la gestión de garantías, en los términos establecidos en estas reglas.

El depósito en efectivo se tramitará como una transferencia a la citada cuenta.

El Operador del Mercado podrá rentabilizar el efectivo existente en esta cuenta. Los intereses devengados en esta cuenta, sean positivos o negativos, así como otros cargos que aplique la entidad bancaria por los saldos en efectivo, menos los posibles costes de esta y menos un máximo de 15 puntos básicos de tipo de interés, que podrá conservar el Operador del Mercado en concepto de comisión de gestión, se trasladarán a los agentes que hayan aportado los depósitos en efectivo en proporción a los mismos.

Los correspondientes cargos o ingresos a los agentes podrán integrar, como máximo, los intereses repercutidos en la cuenta durante un periodo de seis meses, procediéndose a su cargo antes de sesenta días naturales desde la recepción por parte del Operador del Mercado de la información bancaria correspondiente al periodo liquidado.

Los cargos se podrán integrar en la nota de abono o cargo y podrán ser deducidos de las garantías en efectivo del agente.

El operador del mercado publicará los tipos máximos aplicables a los depósitos en efectivo, así como las condiciones de aplicación y cualquier cambio que pudiera producirse en los mismos.

b) Aval de carácter solidario prestado por banco o cooperativa de crédito residente en España o sucursal en España de entidad no residente, que no pertenezca al grupo de la avalada o afianzada, a favor del operador del mercado, y depositado en la entidad bancaria, en que el avalista o fiador reconozca que su obligación de pago en virtud del mismo es a primer requerimiento, totalmente abstracta, sin que el avalista o fiador puedan oponer excepción alguna para evitar el pago al operador del mercado y, en especial, ninguna dimanante de las relaciones subyacentes entre el avalista o fiador y el avalado o afianzado.

c) Autorización irrevocable de utilización, hasta el importe máximo de obligaciones de pago contraídas en el periodo a liquidar, de una o varias líneas de crédito suscritas por el comprador de energía de una entidad residente en España o sucursal en España de entidad no residente. Las líneas de crédito contempladas en el presente apartado, tendrán carácter finalista debiendo ser utilizadas exclusivamente como líneas de pago o de cobertura en garantía de obligaciones contraídas en virtud de sus obligaciones de pago en el mercado, debiendo tener un importe mínimo disponible en cada momento equivalente a la garantía de crédito y, en su caso, al importe adicional correspondiente a la garantía complementaria.

d) Cesión de los futuros derechos de cobro pendientes de pago del mercado, que el agente que resulte acreedor haga en favor de los agentes deudores. La cantidad reconocida y, por tanto, válida para formalizar las garantías exigidas, será el valor que se establece en la Regla de «Cálculo de los derechos de cobro reconocidos que se pueden ceder a terceros».

Todo agente, por defecto, se cederá a sí mismo sus derechos de cobro. En el caso de que desee cederlos a terceros, deberá presentar ante el operador del mercado documento al efecto cuyo modelo se encontrará disponible en la «Guía de Acceso al Mercado».

Toda cesión de derechos de cobro llevará implícita la autorización del agente cedente de la retención de derechos de cobro acreditados en un horizonte de liquidación, si fuera necesario, como garantía de las obligaciones de pago del horizonte siguiente hasta la hora establecida en la Regla de «Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes» para la consideración del saldo neto acreedor en el balance de garantías a los efectos de la Regla de «Balance de garantías». Dichas cantidades retenidas se convertirán en una garantía en efectivo del agente receptor el día de cobros. Asimismo, los derechos de cobro de un agente en el mercado diario del primer día del horizonte se consideran válidos como garantía de las compras de todos los mercados intradiarios que afecten a días del horizonte anterior cuyas sesiones tengan lugar con posterioridad.

En caso de que un agente ceda derechos de cobro a terceros, deberá indicar el porcentaje de los mismos que asigna a cada receptor a través del Sistema de Información del Operador del Mercado. En tal caso el propio agente deberá indicar qué porcentaje de sus derechos de cobro destina para sí mismo. Los cambios que se produzcan en dichos porcentajes no tendrán efecto sobre fechas cuya casación del mercado diario ya se hubiera producido.

e) Certificado de Seguro de Caución solidario prestado por entidad aseguradora residente en España o sucursal en España de entidad no residente, autorizada por la Dirección General de Seguros y que no pertenezca al grupo del tomador del seguro, a favor del operador del mercado, como asegurado, en que el asegurador reconozca que su obligación de pago en virtud del mismo es a primer requerimiento, totalmente abstracta, sin que el asegurador pueda oponer excepción alguna para evitar el pago al operador del mercado y, en especial, ninguna dimanante de las relaciones subyacentes entre el asegurador y el tomador del seguro. En particular, la falta de pago de la prima no dará derecho a la aseguradora a resolver el contrato ni este quedará extinguido, ni la cobertura de la aseguradora suspendida, ni esta liberada de su obligación caso de que se produzca le incumplimiento en el pago por parte del tomador del seguro.

Los modelos válidos de aval, certificado de seguro de caución, línea de crédito y cesión de derechos de cobro se encontrarán disponibles en los términos previstos en la «Guía de Acceso al Mercado». El operador del mercado no admitirá ninguna modificación al texto de los mismos.

El operador del mercado rechazará garantías o incrementos de las mismas cuyo importe sea inferior a 1.000 euros.

El pago con cargo a la garantía ejecutada deberá efectuarse de tal forma que el operador del mercado pueda hacerla efectiva a primer requerimiento y en el plazo máximo de un día hábil, en la plaza de Madrid, siguiente al momento en que requiera el pago de la entidad garante.

El operador del mercado establecerá un método de formalización y comunicación de las garantías por medios electrónicos. El operador del mercado publicará la instrucción con el detalle del método de formalización admitido y el plazo para su implantación. En caso de que se estableciera dicho método de formalización como el único posible, el operador del mercado publicará instrucción con la fecha de entrada en vigor, que no podrá ser inferior a seis meses desde la fecha de publicación de dicha instrucción.

Aun en el caso de ejecutar garantías, el operador del mercado dispondrá siempre del resto de la garantía debidamente formalizada para cubrir las obligaciones de pago devengadas y cuya liquidación aún no se haya efectuado.

A estos efectos, en la ejecución de garantías, el operador del mercado conservará siempre la garantía inicial presentada, que podrá ser reducida en su importe por el garante en la parte de la garantía que haya sido ejecutada.

El operador del mercado podrá imponer condiciones adicionales en la formalización de avales, líneas de crédito o seguros de caución si la entidad bancaria avalista o, en su caso, la entidad aseguradora no alcanza una calificación crediticia (rating) mínima - otorgada por al menos una de las siguientes agencias de calificación, Standard&Poors, Moody’s, Fitch o DBRS - equivalente a la correspondiente otorgada por la misma agencia de calificación a la deuda del Reino de España, vigente en cada momento, menos un nivel. En el caso de entidades aseguradoras se considerará también la agencia de calificación A.M. Best.

La calificación crediticia podrá estar por debajo de la de la deuda del Reino de España menos un nivel siempre que como mínimo tenga una calificación «investment grade» otorgada por la misma agencia de calificación.

Las condiciones adicionales se desarrollarán mediante instrucción del operador del mercado.

En relación con los avales, líneas de crédito o seguros de caución prestados ante el operador del mercado que no cumplan con la condición anterior, o bien aquellos que dejen de cumplirla por una rebaja sobrevenida de su calificación, el operador del mercado podrá requerir, en su caso, a cada uno de los agentes que hayan formalizado dicha garantía, por medio que deje constancia fehaciente, su sustitución por otra garantía válida o el cumplimento de las condiciones adicionales sobre la base del siguiente criterio:

– Garantías por debajo de la calificación crediticia de la deuda del Reino de España menos dos niveles o sin calificación crediticia: deberá ser sustituido en diez días hábiles.

– Garantías con la calificación crediticia de la deuda del Reino de España menos dos niveles: deberá ser sustituido en el plazo de dos meses.

Cualquier modificación de una garantía ya prestada ante el operador del mercado se considerará como nueva a efectos de aplicación de esta regla.

El Operador del Mercado se reserva el derecho a rechazar nuevas garantías de entidades que, en caso de haber sido requeridas por el operador del mercado, no hubieran cumplido con los términos y condiciones establecidos en estas reglas.

El operador del mercado podrá establecer un cargo a los agentes que superen un número de movimientos de garantías en efectivo por periodo de tiempo. Dicho cargo podrá incluirse en la nota de abono o cargo. Se aplicará una tarifa del 0,1 %, con un mínimo de 25 euros, a cada movimiento de garantía (ingreso o devolución) que supere, o bien el sexto movimiento en cada mes natural, o bien el décimo en los últimos dos meses.

57.6.2 Periodo de vigencia de las garantías.

El operador del mercado rechazará garantías físicas cuya vigencia sea inferior a diez meses desde el momento en que proceda su aceptación. Asimismo, el operador del mercado rechazará garantías electrónicas cuya vigencia sea inferior a cinco meses desde el momento en que proceda su aceptación. El operador del mercado podrá establecer vigencias inferiores para garantías cuyo tratamiento sea automático.

El operador del mercado liberará la garantía que preste el agente en el mercado en el momento en que este lo solicite, siempre que haya cumplido todas las obligaciones derivadas de su participación en el mercado.

Los agentes deberán sustituir sus garantías formalizadas cuando estén próximas a su expiración siempre que dichas garantías estén siendo utilizadas como garantía de crédito. En caso contrario se actuará según se establece en la Regla de «Criterios de actuación frente a los incumplimientos».

A efectos del cumplimiento de las obligaciones de constitución de garantías ante el operador del mercado mencionada en el párrafo anterior, la garantía constituida produce efectos desde su aceptación por el operador del mercado hasta el quinto día hábil anterior a la fecha de expiración de la garantía, sin perjuicio de que se mantengan todos los derechos y facultades del operador del mercado hasta la mencionada fecha de expiración.

57.6.3 Comunicación de alta, baja o modificación de garantías.

Los agentes solicitarán al operador del mercado, a través del Sistema de Información del Operador del Mercado, cualquier alteración de sus garantías, tanto si son en efectivo, como si lo son a través de garantía bancaria o de entidad aseguradora.

En caso de alta o modificación al alza, el operador del mercado procederá a su aceptación una vez verificado que los datos de la solicitud coinciden con las garantías efectivamente aportadas por el agente.

En caso de solicitud de devolución o modificación a la baja, sólo se aceptará si dicha garantía es excedentaria. El operador del mercado procederá a tramitar la misma una vez se haya aceptado la solicitud.

Es condición imprescindible para la aceptación de cualquier ingreso, modificación o devolución de las garantías prestadas ante el operador del mercado que la correspondiente solicitud sea formulada a través del Sistema de Información del Operador del Mercado.

La aceptación y tramitación por el operador del mercado de la solicitud del agente se regirá por los plazos que se establecen en la Regla de «Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes».

Las garantías electrónicas se cargarán por el agente en el Sistema de Información del Operador del Mercado. En el caso de que permitan un tratamiento automático, no será necesario que el agente cumplimente los datos de la garantía en la solicitud.

57.7 Régimen de determinación del importe de las garantías y método de su constitución.

57.7.1 Información de garantías puesta a disposición de los agentes.

Para que los agentes conozcan en todo momento el importe de las garantías de crédito que en cada momento correspondan, y puedan estimar si disponen de suficientes garantías de operación para sus operaciones en el mercado, así como la vigencia de sus garantías, el operador del mercado, pondrá a disposición de los agentes a través del Sistema de Información del Operador del Mercado, la siguiente información permanentemente actualizada:

a) Balance de garantías, o garantía de operación, para las siguientes sesiones de mercado con la mejor información disponible hasta el momento.

b) Parámetros para estimación de la cobertura de sus ofertas. Este valor es orientativo y no supone responsabilidad alguna del operador del mercado respecto de la suficiencia o no de garantías de operación del agente.

c) Fecha de caducidad de las garantías formalizadas.

d) Los requerimientos de garantías solicitados a las unidades de adquisición nacionales para cubrir las obligaciones derivadas del régimen económico de energías renovables y su estado de cumplimiento.

57.7.2 Balance de garantías.

El operador del mercado dispondrá del balance de garantías de cada agente actualizado en todo momento, como garantía de operación para ser considerado en las siguientes sesiones de casación de cada mercado, tanto en el momento de la inserción de ofertas como en las verificaciones previas a la casación.

El balance de garantías de un agente en un momento determinado se formará como suma de los siguientes asientos:

a) Garantías presentadas y aceptadas por el operador del mercado.

b) Facturas diarias de adquisición o, en su defecto, borradores (con valor negativo), acumuladas del agente en el horizonte actual o en el siguiente

c) Derechos de cobro del propio agente no cedidos a terceros o bien recibidos de un tercero cedente, como resultado de las facturas de venta o, en su defecto, borradores, acumulados en el horizonte actual o en el siguiente.

d) Saldo neto deudor (con valor negativo) de los derechos de cobro propios no cedidos o recibidos de terceros y de las obligaciones de pago acumulados, como resultado de las facturas en el horizonte anterior hasta que el pago se considere efectuado.

e) Saldo neto acreedor (con valor positivo) de los derechos de cobro propios no cedidos o recibidos de terceros y de las obligaciones de pago, como resultado de las facturas en el horizonte anterior hasta la hora máxima para su consideración, que será la hora del día de emisión de la nota de abono o cargo que se establezca en la Regla de «Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes».

f) Cobros (con valor positivo) retenidos al agente del horizonte previo para cubrir obligaciones de pago del horizonte actual del agente al que se los cede hasta que dichos cobros se conviertan en una garantía en efectivo del agente beneficiario de los mismos el día de cobros.

g) Anotaciones, con signo negativo, por el valor de las ofertas deudoras incorporadas al proceso de casación del mercado diario o de alguna sesión de subasta del mercado intradiario en tanto dicho mercado no se liquide, según se establece en las Reglas de «Elementos básicos del procedimiento de casación del mercado diario» y de «Verificación del cumplimiento de garantías».

h) Importe de garantías reservado a la negociación en el mercado intradiario continuo, con signo negativo, incluyendo la reducción practicada en caso de que no existiese excedente suficiente.

i) Importe de las garantías requeridas, con signo negativo, a las unidades de adquisición nacionales para cubrir las obligaciones derivadas del régimen económico de energías renovables.

j) Importe de transacciones de adquisición y venta en el mercado intradiario continuo tras cada sincronización y en tanto no se incluyan en las facturas o borradores.

k) Importes derivados de cualquier otra obligación ante el operador del mercado en relación con su actuación en el mismo

Los asientos que tengan origen en solicitudes de los agentes a través del Sistema de Información del Operador del Mercado, se aceptarán y tramitarán según los plazos establecidos en la Regla de «Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes».

Los asientos de los puntos b) y c) se anotarán tan pronto como se realice la facturación tras cada casación de una sesión de mercado y tras cada sincronización con la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado.

A efecto de balance de garantías, la liberación de la garantía por el pago efectuado se realizará de acuerdo con lo establecido en la Regla de «Obligaciones para los agentes del mercado que resulten como compradores».

Los asientos de retención del cobro, en su caso, se anotarán en la hora del día de emisión de la nota de abono o cargo que se establezca en la Regla de «Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes» para la consideración del saldo acreedor del punto e).

57.7.3 Determinación de las garantías.

57.7.3.1 Garantías de operación y de crédito.

El operador del mercado pondrá a disposición de los agentes en su sistema informático un simulador de las garantías de operación y de crédito que el sujeto podría necesitar en función de su actividad prevista en el mercado y de los precios recientes. Dicho valor será considerado una estimación siendo responsabilidad del agente el disponer de las garantías apropiadas.

Dicha simulación permitirá, a los sujetos que lo deseen, formalizar dicho importe como garantía con antelación a su participación en el mercado, y sólo si dicho importe se tornase insuficiente para cubrir las garantías de operación necesarias para sus ofertas, deberían aportar garantías adicionales.

El criterio para realizar dicha estimación será el siguiente:

Sea:

EOP = Previsión de compras en el mercado diario en N días con unidades de adquisición, excepto las de consumidor directo a mercado.

EDC = Previsión de ventas en el mercado diario en N días con unidades de venta.

EOPcd = Previsión de compras en el mercado diario en N días con unidades de adquisición de consumidor directo a mercado.

RIE = Porcentaje con derecho a beneficiarse de reducción en el Impuesto de Electricidad en caso de que el agente ostente o represente la actividad de consumidor directo en mercado en España y disponga de CIE.

EOFC = Energía máxima de compra que el agente espera ofertar para cualquiera de las sesiones de Mercado Diario o Intradiario de subastas con el conjunto de sus unidades, excepto con las de consumidor directo a mercado

EOFcd = Energía máxima de compra que el agente espera ofertar para cualquiera de las sesiones de Mercado Diario o Intradiario de subastas con las unidades de consumidor directo a mercado

N = n.º de días comprendidos en el horizonte de liquidación más los días adicionales hasta el pago. Tendrá como mínimo el valor de 10 y podrá valer hasta 15 en caso de festivos y días inhábiles en el Banco de España.

PEST = Precio medio ponderado por la energía en zona española y portuguesa del precio español y portugués en cada hora de los últimos treinta días. El precio español o portugués en cada hora será la media ponderada por la energía casada en la hora en la zona correspondiente en cada mercado, del precio del mercado diario en la zona, de cada uno de los intradiarios de subastas en la zona y del precio de referencia del mercado continuo en la zona.

PC = Precio máximo positivo al que el agente espera ofertar sus compras

IE = Cuota del Impuesto Especial sobre la Electricidad. Se aplicará a la empresa facturada según las normas establecidas, que se detallan en la Regla de «Impuesto Especial sobre la Electricidad».

IVA = Cuota del Impuesto del Valor Añadido en España, en valor unitario. Se aplicará a la empresa facturada según las normas establecidas, que se detallan en la Regla de «Impuesto del Valor Añadido».

GC = Garantía de crédito.

GMIC = Volumen de garantía destinado a la negociación en el mercado intradiario continuo en cada ciclo de sincronización.

La garantía de crédito será:

a) Si el agente está establecido en España:

GC = (EOP*PEST + EOPcd*PEST*(1+ IE*(1-RIE*0,85/100)))*(1+IVA) + GMIC

b) Si el agente no está establecido en España:

GC = EOP*PEST + EOPcd*PEST*(1+ IE*(1-RIE*0,85/100)) + GMIC

Los derechos de cobro que el agente podrá cederse a sí mismo o a terceros serán:

a) Si el agente está establecido en España:

DC = EDC*PEST*(1+IVA)

b) Si el agente no está establecido en España:

DC = EDC*PEST

La garantía de operación será:

a) Si el agente está establecido en España:

GO = (EOFC*PC + EOFcd*PC*(1+IE))*(1+IVA)

b) Si el agente no está establecido en España:

GO = EOFC*PC + EOFcd*PC*(1+IE)

El total de las garantías necesarias para el agente, en el supuesto de que se ceda los derechos de cobro a sí mismo será:

G = Max (GC-DC, 0) + GO

En el caso de titulares de unidades de adquisición nacionales deberán aportar adicionalmente el valor correspondiente al requerimiento de garantías para cubrir las obligaciones generadas por el régimen económico de energías renovables recogido en la Regla «Parámetros para la determinación de los requerimientos de garantías a los titulares de unidades de adquisición nacionales».

57.7.4 Parámetros para la determinación de los requerimientos de garantías a los titulares de unidades de adquisición nacionales.

Para cubrir el posible déficit generado por las liquidaciones de las instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables, el operador del mercado requerirá unas garantías especificas a los titulares de unidades de adquisición nacionales. Estas garantías se cuantificarán valorando la energía máxima diaria de compra de las unidades de oferta de adquisición de dichos titulares al Precio de Riesgo del Déficit (PRD), tal y como se define a continuación:

Siendo:

GREER: Garantías requeridas a los titulares de unidades de adquisición para cubrir el posible déficit generado en las liquidaciones del régimen económico de energías renovables.

Pmax(ua): Potencia máxima de la unidad de adquisición declarada ante el operador del mercado. El valor declarado vigente para un día de entrega para cada unidad de adquisición deberá ser superior a la posición horaria máxima en el PHF de dicho día de entrega. En caso de que no se cumpla lo anterior, el operador del mercado podrá utilizar la posición horaria máxima en el PHF del agente, multiplicada por 1,5 como término Pmax(ua) para la determinación de las garantías requeridas.

p: Número de periodos de programación del día. Siendo p igual a 24 en programación horario y 96 en programación cuarto horaria.

r: Resolución del periodo, tomando el valor 1 en resolución horaria o 0,25 en resolución cuarto horaria.

n: Número de días a cubrir por dichos requerimientos. Siendo n igual a 1,5.

El precio de riesgo de déficit (PRD) se calculará como:

Siendo:

Dmax: Máximo déficit que se puede producir en un periodo de programación.

α: Coeficiente de minoración del máximo déficit.

EC: Energía mínima de compra del conjunto de unidades de adquisición nacionales que se puede dar en un periodo de programación.

El periodo de cálculo comprenderá un intervalo de treinta días ya completamente cerrados.

El valor obtenido para el precio PRD se redondeará al alza, a dos decimales.

El coeficiente de minoración del máximo déficit, α, tomará uno de los siguientes valores dependiendo del porcentaje, Prcj, de periodos de programación en los que el precio horario del mercado diario se haya situado, en el periodo de cálculo, por debajo del precio medio ponderado de adjudicación de las instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables que estén en disposición de entregar energía en el siguiente periodo de cálculo:

Prcj (%) | Coef. Minoración (α)
[0,25] | 0,25
[25,50] | 0,50
[50,75] | 0,75
[75,100] | 1,00

El déficit máximo en un periodo de programación se producirá al concurrir al mercado toda la energía susceptible de ser retribuida a través del régimen económico de energías renovables en el momento del cálculo y siendo el precio del mercado diario el inmediatamente superior al precio de exención de cobro. Este déficit máximo se calculará como:

Siendo:

Pav(s,up): Potencia adjudicada para cada instalación up en cada subasta del régimen económico de energías renovables s.

ẟ(up): Coeficiente de minoración dependiente de la disponibilidad de la tecnología de la instalación i, según se establece en la Disposición transitoria tercera de la Orden TED/1271/2020, de 22 de diciembre.

r: Resolución del periodo, tomando 1 en resolución horaria o 0,25 en resolución cuarto horaria.

Padj(s,up): Precio de adjudicación para cada instalación up en cada subasta del régimen económico de energías renovables s.

Pexc(s): Precio de exención de cobro estipulado para la subasta del régimen económico de energías renovables s en la que resultó adjudicataria la instalación.

El término Ec se calculará como:

Siendo:

Eadq(h,ua): La energía en el programa horario final de las unidades de adquisición nacionales ua en cada periodo de programación h, del periodo de cálculo, excluyendo sábados, domingos y festivos, y los periodos de entrega anteriores a la hora 8 para el resto de días.

El operador del mercado actualizará el precio de riesgo de déficit semanalmente, sin perjuicio de que pueda actualizar dicho valor ante previsiones de variaciones de precio, demanda o total de energía retribuida mediante el régimen económico de energías renovables. Dicho parámetro se comunicará a los agentes a través del sistema de información del operador del mercado.

Los requerimientos de garantías a los titulares de unidades de adquisición nacionales y su estado de cumplimiento podrán consultarse a través sistema de información del operador del mercado. En caso de insuficiencia de garantías para cubrir el requerimiento calculado, los agentes dispondrán de tres días hábiles para aportar las garantías necesarias y dar cumplimiento al requerimiento.

Con el fin de minimizar la aportación de garantías, el operador del mercado podrá prorrogar el precio de riesgo y los requerimientos de garantías calculados en semanas anteriores si el cálculo de la semana en curso se encuentra en un ±10% del valor actualmente vigente.

En caso de que normativamente se contemplen otros requerimientos de garantías que le operador del mercado deba solicitar a los agentes, el requerimiento de garantías para cobertura del Régimen Económico de Energías Renovables se computará con antelación a éstos en el excedente del agente.

Todos los parámetros podrán ser modificados mediante Instrucción del operador del mercado.

57.7.5 Cesión de derechos de cobro.

Los agentes del mercado podrán efectuar la cesión de sus derechos de cobro del mercado como garantía de las obligaciones de pago de cualquier agente del mercado tal y como se establece en la Regla de «Formalización de garantías».

El operador del mercado pondrá a disposición de los agentes en su sistema informático un simulador de derechos de cobro cedibles del sujeto en función de su actividad prevista en el mercado y de los precios recientes. Dicho valor será considerado una estimación que no compromete al operador del mercado respecto de su veracidad.

Dicha simulación permitirá, a los propios agentes, y a aquellos a favor de los cuales se haya formalizado documento de cesión de derechos de cobro, estimar las garantías a aportar descontando dicho importe.

El derecho de cobro estimado para el agente será el valor «DC» calculado en la Regla de «Garantías de operación y de crédito».

57.7.5.1 Cálculo de los derechos de cobro reconocidos que se pueden ceder a terceros.

Los derechos de cobro que un agente del mercado puede ceder a otro agente y que se considerarán válidos para la constitución de garantías serán los que consten en las facturas de venta o borradores de las mismas que aún no hayan sido incluidos en la nota de abono o cargo del correspondiente horizonte de liquidación.

En el caso particular de los derechos de cobro generados por las unidades adscritas al régimen económico de energías renovables, éstos no se tendrán en consideración hasta la liquidación completa del día de entrega que se realizará por el operador del mercado con posterioridad a la recepción de la información comunicada por el operador del sistema con la energía neta negociada en los servicios de ajuste y balance por las instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables. Hasta dicha liquidación completa se considerarán como derechos de cobro provisionales el mínimo entre los derechos de cobro que resulten de valorar la energía al precio del mercado en el que la instalación haya negociado y los derechos de cobro que resulten de valorar dicha energía al precio a percibir por la instalación.

En el balance de las garantías se tendrán en cuenta los derechos de cobro resultantes de las liquidaciones del mercado de un agente como instrumento válido y eficaz de garantía de un tercero.

57.8 Gestión de las garantías.

El operador del mercado será el responsable de la gestión de las garantías prestadas, en interés de los agentes del mercado tanto a efectos de supervisar las obligaciones de constitución y mantenimiento de las garantías actualizadas, como de la gestión patrimonial ordinaria a que diera lugar o, en su caso, de la disposición de los importes necesarios para hacer frente a las obligaciones garantizadas. El operador del mercado deberá llevar un registro en el que se incluirán, en epígrafes separados, los derechos y obligaciones relacionados con las citadas garantías.

57.9 Criterios de actuación frente a los incumplimientos.

Se consideran los siguientes tipos de incumplimiento:

1. Incumplimiento por demora en el pago.

En caso de que algún agente del mercado incumpliera, en todo o en parte, cualquiera de sus obligaciones de pago derivadas de las transacciones llevadas a cabo en el mercado, el operador del mercado ejecutará con la máxima diligencia y con la mayor brevedad las garantías constituidas, a fin de asegurar el cumplimiento de las obligaciones del agente del mercado incumplidor.

Asimismo, a los efectos de lo dispuesto en el artículo 86 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica, si el agente incumplidor es un consumidor directo en mercado, el operador del mercado comunicará inmediatamente dicho incumplimiento, al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

2. Incumplimiento en el mantenimiento de los instrumentos de garantías.

En el caso de que transcurrido el quinto día hábil anterior a la fecha de expiración de la garantía esta no hubiese sido sustituida por una garantía con vigencia superior a los cinco días hábiles siguientes, se ejecutará el importe necesario para cubrir los requerimientos pendientes.

En relación con los avales, líneas de crédito o seguros de caución prestados ante el operador del mercado que no cumplan con los requisitos establecidos, o bien aquellos que dejen de cumplirlos por una rebaja sobrevenida de su calificación, el operador del mercado requerirá su sustitución por otra garantía válida en el plazo de diez días hábiles.

Si la entidad avalista o aseguradora fuese declarada en suspensión de pagos o quiebra, o hubiera quedado sin efecto la autorización administrativa para el ejercicio de su actividad, el obligado a prestar garantía deberá sustituir dicha garantía por otra, de la misma modalidad o de otra de las recogidas en este punto, dentro de los siete días hábiles siguientes a la fecha en que se produzca el cambio en la situación de la entidad avalista o aseguradora.

Si transcurrido el plazo establecido en los dos párrafos anteriores, las garantías no se hubieran sustituido, se ejecutarán en la cantidad necesaria para cubrir los requerimientos de garantías del incumplidor.

3. Incumplimiento de los requerimientos de garantías para cubrir las obligaciones relativas al régimen económico de energías renovables.

En caso de que algún agente del mercado no atendiera total o parcialmente al requerimiento realizado por el operador del mercado, de acuerdo a lo establecido en la Regla «Parámetros para la determinación de los requerimientos de garantías a los titulares de unidades de adquisición nacionales», el operador del mercado suspenderá a las unidades de oferta del agente incumplidor del requerimiento. Dicha suspensión será comunicada al operador del sistema, que procederá de manera inmediata, a la suspensión de las unidades de programación de dicho agente.

Asimismo, a los efectos de lo dispuesto en la Disposición adicional primera de la Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, por la que se regula el primer mecanismo de subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables y se establece el calendario indicativo para el periodo 2020-2025, el operador del mercado comunicará dicho incumplimiento a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

La ejecución de la garantía por cualquiera de los motivos recogidos en este punto conllevará el pago de una penalización del 0,01 % de la cantidad ejecutada, con un mínimo de 300 euros, que se abonará al operador del mercado. Dichos valores podrán modificarse mediante instrucción del operador del mercado.

57.10 Impago no cubierto por garantías.

En el supuesto de que se produzca el incumplimiento de las obligaciones de pago por parte de un agente de conformidad con lo dispuesto en la Regla de «Régimen de impagos e intereses de demora», cuarto párrafo, y no resulte cubierto por las garantías prestadas por el mismo, el operador del mercado informará a los agentes afectados del agente incumplidor y de la cantidad repercutida a cada uno de ellos, que se calculará repartiendo a prorrata la cantidad adeudada entre los derechos de cobro de los agentes que han resultado acreedores en el horizonte de liquidación y se dirigirá contra él judicialmente o por cualquier otro medio admitido por el ordenamiento jurídico, en nombre y representación de los agentes afectados. El incumplidor quedará obligado a pagar los descubiertos, con sus intereses, y todos los daños y perjuicios causados a los agentes afectados por tal incumplimiento.

57.11 Falta de constitución o falta de actualización de las garantías.

La falta de constitución, de reposición o de actualización por parte de cualquier agente en el mercado de cualquiera de las garantías previstas en estas reglas, se entenderá como una orden de liquidación de todas las transacciones en que haya intervenido el mismo, a todos los efectos, por lo que el operador del mercado procederá a cerrar en el mercado las transacciones efectuadas en que haya intervenido el incumplidor.

CAPÍTULO DUODÉCIMO

Reglas finales

Regla 58. Descripción de la secuencia, horarios e intercambios de información de las sesiones de contratación

58.1 Secuencia de operaciones del mercado diario.

A continuación, se establece la secuencia de las operaciones del mercado diario, donde las horas indicadas corresponden a la Hora Central Europea (CET).

a) Antes de las 10:30 horas, el operador del sistema español habrá puesto a disposición del operador de mercado las nominaciones notificadas de uso de derechos de capacidad en la frontera con el sistema eléctrico francés previas a la subasta diaria de los derechos físicos de capacidad, a tener en cuenta por el operador del mercado en el proceso de validación de ofertas.

b) Antes de las 10:30 horas, los operadores del sistema habrán puesto a disposición del operador del mercado la información sobre:

– La mejor previsión de la demanda, referida a meses completos y publicada en los primeros quince días del mes anterior a aquél al que se refiere la previsión.

– La situación de la red de transporte y las indisponibilidades parciales o totales de las unidades de producción o adquisición de energía eléctrica.

– La capacidad máxima de importación y exportación en cada una de las interconexiones internacionales, con un horizonte semanal, con valores horarios.

– La capacidad disponible de importación y exportación en cada una de las interconexiones internacionales, para el día siguiente, para su consideración en el proceso de casación del mercado diario.

– Las ejecuciones de contratos bilaterales nacionales con entrega física o con unidades de programación genérica, de que dispongan, para poder validar correctamente los máximos disponibles de unidades de oferta.

– Las ejecuciones de contratos bilaterales a través de las fronteras internacionales del sistema ibérico con sistemas externos de que disponga, previo acuerdo entre los operadores del sistema implicados.

Esta información se pondrá a disposición de los agentes del mercado en lo que afecte a sus unidades de venta y adquisición.

La información sobre indisponibilidades podrá ser actualizada posteriormente, en cualquier momento, hasta el instante de cierre de aceptación de ofertas del mercado diario, en caso de existir modificaciones en los datos.

La información sobre capacidad en las interconexiones internacionales podrá ser actualizada posteriormente, en cualquier momento hasta las 11:25 horas para su consideración en el mercado diario, en caso de existir modificaciones en los datos.

c) Los agentes podrán reclamar el resultado de la validación de las ofertas de compra y de venta hasta cinco (5) minutos después del cierre de la aceptación de ofertas para la sesión correspondiente.

d) El operador del mercado realizará el análisis de las reclamaciones presentadas al proceso de validación a la recepción de las ofertas y solución de las mismas, en caso de que la reclamación sea atendible, y pueda subsanarse en tiempo útil.

e) A las 12:00 horas, el operador del mercado cerrará el periodo de recepción y validación de las ofertas de compra y de venta realizadas por los agentes del mercado para el mercado diario.

f) A partir de las 12:00 horas, y una vez realizado el análisis de las reclamaciones presentadas al proceso de validación de ofertas, se procederá a iniciar el proceso de la casación, salvo que se determine en el mencionado proceso de análisis que es preciso prolongar el periodo de aceptación de ofertas por alguna causa justificada.

g) Durante el proceso de preparación de ofertas para la casación, se realizarán las validaciones definidas en las presentes reglas, incluyendo la comprobación de la existencia de garantías que respalden económicamente cada oferta presentada. En caso de no ser superadas las mencionadas validaciones, se procederá a la anulación de la oferta correspondiente, que no será a partir de entonces considerada en el proceso de casación.

h) Una vez efectuadas las validaciones anteriores, se ejecutará la casación de las ofertas presentadas con el algoritmo Euphemia.

i) Antes de las 13:00 horas, el operador del mercado pondrá a disposición de los operadores del sistema y de los agentes el resultado provisional del proceso de casación con la confidencialidad correspondiente. Simultáneamente se pondrá a disposición de los agentes la información correspondiente a sus unidades de venta y adquisición.

j) Los agentes del mercado dispondrán de diez (10) minutos a partir de la puesta a disposición del resultado provisional del proceso de casación por el operador del mercado para formular reclamaciones a este, que se tramitarán según el procedimiento establecido. El operador del mercado, durante este periodo de tiempo podrá plantear las incidencias que, a su juicio, hayan ocurrido en el proceso. Igualmente, los operadores del sistema podrán plantear, antes de transcurridos 10 minutos desde la puesta a disposición de los operadores del sistema del resultado provisional del proceso de casación, la existencia de una de las incidencias establecidas por los operadores del mercado al resultado de la casación.

k) Antes de las 13:00 horas, en caso de haber sido confirmados los resultados de la casación del mercado diario por todos los operadores del mercado, estos serán firmes.

l) El operador del mercado diario pondrá a disposición del operador del mercado a plazo antes de las 14:00 horas de cada día los precios y los volúmenes de contratación negociados en cada hora en el mercado diario para el día siguiente, así como el resultado del proceso de entrega física.

m) Antes de las 14:00 horas el operador del mercado comunicará a los agentes, en su caso, la existencia de alguna reclamación pendiente de resolución, o alguna incidencia planteada por el operador del mercado, que pueda provocar la repetición de la casación. En este caso el horario de la secuencia podrá ser alterado según lo especificado en la Regla de «Alteraciones al horario».

n) Antes de las 13:30 horas, una vez realizado el proceso de incorporación de las energías declaradas por los agentes como contratos bilaterales a los operadores del sistema, éstos comunicarán al operador del mercado el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF).

o) En el caso de que fuera necesario repetir el proceso de casación, por las razones indicadas en puntos anteriores, y que, a consecuencia, el Programa Base de Casación (PDBC) no resulte coherente con el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), los operadores del sistema repetirán el procedimiento de incorporación de energías de contratos bilaterales físicos para generar un nuevo Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), tomando como base el nuevo Programa Diario Base de Casación (PDBC).

p) Antes de las 14:45 horas, los operadores del sistema pondrán a disposición del operador del mercado el Programa Diario Viable definitivo (PDVD), que habrá solucionado las restricciones técnicas previstas en el sistema, informando el operador del mercado a los agentes de los datos correspondientes a sus unidades de producción y adquisición.

58.2 Secuencia de operaciones de los mercados intradiarios.

Independientemente del proceso de casación del mercado diario se realizarán las sesiones del mercado intradiario de subastas y el mercado intradiario continuo.

Al finalizar cada una de las sesiones del mercado intradiario de subastas, el operador del mercado pondrá a disposición de los operadores del sistema con la confidencialidad correspondiente el resultado de la casación, informando a los agentes de los datos correspondientes a sus unidades de venta y adquisición. Al finalizar de cada sesión, los operadores del sistema comunicarán al operador del mercado y a los agentes del mercado, el Programa Horario Final (PHF).

La secuencia de los procesos en cada sesión del mercado intradiario de subastas será la siguiente:

Se abrirá el periodo de recepción de ofertas de cada subasta según dicho horario y con la única condición de la publicación previa del Programa Horario Final (PHF) correspondiente a la anterior sesión de subasta del mercado intradiario, y en el caso de la primera sesión, condicionada su apertura de recepción de ofertas a la publicación del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) y su cierre y casación a la publicación del Programa Diario Viable definitivo (PDVD) correspondiente al día siguiente.

Los horizontes de programación de cada sesión intradiaria, así como las horas de apertura y cierre de cada sesión de subasta se detallan en el anexo 1 de las presentes reglas.

Los agentes podrán reclamar el resultado de la validación de las ofertas de compra y de venta, que se produce en el momento de recepción de las mismas, hasta cuatro (4) minutos después del cierre de la aceptación de ofertas para la sesión correspondiente.

El operador del mercado dispondrá de siete (7) minutos desde el cierre de recepción de ofertas, para publicar el resultado provisional del proceso de casación; pendiente de reclamaciones o incidencias, según lo que se indica en el punto siguiente.

El operador del mercado pondrá a disposición de los operadores del sistema el resultado de la casación de los mercados intradiarios una vez finalizado el periodo de reclamaciones.

De acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, los agentes del mercado dispondrán de un (1) minuto a partir de la puesta a disposición del resultado del proceso de casación por el operador del mercado para formular reclamaciones a este, que se tramitarán según el procedimiento establecido. En el caso de no recibirse reclamaciones transcurrido dicho periodo, y sin perjuicio de las reclamaciones que pudieran realizar a posteriori los agentes del mercado, el resultado de la casación devendrá firme. El operador del mercado, durante este periodo de tiempo podrá plantear las incidencias que, a su juicio, hayan ocurrido en el proceso.

En caso de que exista alguna reclamación pendiente de resolución, o alguna incidencia planteada por el operador del mercado, que pueda provocar la repetición de la casación, el operador del mercado podrá comunicarlo hasta quince (15) minutos antes del inicio del horizonte de programación de la sesión correspondiente. En este caso el horario de la secuencia podrá ser alterado según lo especificado en las presentes reglas, retrasando la apertura del mercado intradiario continuo.

Los operadores del sistema publicarán el Programa Horario Final (PHF) y lo comunicarán al operador del mercado.

La apertura de la negociación de todos los contratos del mercado intradiario continuo para el día siguiente se hará en condiciones de operativa normal a partir de la hora indicada en el anexo 1 de las presentes reglas, y condicionado siempre a la publicación previa del Programa Diario Viable Definitivo (PDVD) por los operadores del sistema. A partir de dicho momento, los agentes de mercado podrán participar en el mercado intradiario continuo para el horizonte completo del día siguiente.

Los agentes podrán reclamar, tanto el resultado de la validación de las ofertas de compra y de venta al mercado intradiario continuo como el resultado de las transacciones propias del mercado intradiario continuo, una vez comunicado y hasta un (1) minuto después de formalizarse la recepción correcta de la oferta o de la transacción.

Durante la operativa normal, se detendrá la negociación en el mercado continuo, al cierre del periodo de recepción de ofertas de cada sesión intradiaria y únicamente para aquellos contratos comprendidos en el horizonte de la sesión, hibernando las ofertas que en ese momento estén presentes en el Libro de Ofertas en la Plataforma de Contratación Continua Europea e imposibilitando su casación en el mercado intradiario continuo hasta su reapertura, de forma que únicamente se permita la asignación de capacidad relativa a la interconexión España-Portugal durante la casación de la sesión de subasta intradiaria.

Una vez publicados los resultados de la casación y previa a la apertura del mercado intradiario continuo para los contratos comprendidos dentro del horizonte de la sesión casada, se reactivarán las ofertas previamente hibernadas, en caso de que el agente lo hubiera solicitado a través del Sistema de Información del Operador de Mercado, validando de nuevo los límites de energía de cada una de ellas del mismo modo que si hubiesen sido insertadas de nuevo, pero teniendo en cuenta el programa de las unidades de oferta actualizado tras la casación de la sesión y las limitaciones unitarias e indisponibilidades vigentes, siendo rechazadas las ofertas en caso de no superar la validación. El resto de ofertas previamente hibernadas y que no son reactivadas, pasarán a estar canceladas en este mismo proceso.

El orden de reactivación es el descrito en la Regla de «Hibernación de ofertas en el mercado intradiario continuo».

Una vez finalizado este proceso y acorde a los tiempos descritos en el anexo 1, los contratos del mercado continuo que quedaron suspendidos de negociación con motivo de la sesión de subasta intradiaria volverán a habilitarse para negociación.

En caso de que exista alguna incidencia, el operador del mercado podrá comunicar los resultados correspondientes al periodo cuyo contrato acaba de finalizar su negociación hasta cuarenta (40) minutos antes del inicio del horizonte de su programación para ser tenidos en cuenta en los procesos de los operadores del sistema.

Los operadores del sistema publicarán el Programa Horario Final Continuo (PHFC) y lo comunicarán al operador del mercado.

58.3 Alteraciones al horario.

En el supuesto de que surgiesen incidencias que alteren el curso normal de cualquiera de los mecanismos que integran el procedimiento de casación de los mercados diario e intradiarios, o bien se presenten reclamaciones por parte de los agentes que impliquen la repetición de cualquier parte de los procesos, el operador del mercado podrá modificar el horario de la secuencia de las operaciones correspondientes a estos mercados descritas en el anexo 1, siendo de aplicación los mecanismos de emergencia del operador de mercado y/o los acordados con los operadores del sistema, según corresponda. El operador de mercado por su parte, realizará sus mejores esfuerzos para que dicho programa esté a disposición de los agentes del mercado y de los operadores del sistema a la mayor brevedad posible, comunicando los nuevos horarios a los agentes del mercado y a los operadores del sistema.

En el supuesto de que surgiesen incidencias que alteren el curso normal de cualquiera de los procesos de presentación y aceptación de ofertas o los procesos de casación del mercado intradiario continuo, el operador del mercado podrá modificar el horario de la secuencia de las operaciones correspondientes a estos mercados descritos en el anexo 1, y realizará sus mejores esfuerzos para que dicho programa esté a disposición de los agentes del mercado y de los operadores del sistema con la mayor brevedad posible, comunicando los nuevos horarios a los agentes del mercado y a los operadores del sistema.

En el caso de incidencias en cualquiera de los procesos encomendados a los operadores del sistema, éstos podrán modificar el horario de la secuencia en las operaciones posteriores al establecimiento del Programa Diario Base de Casación (PDBC), para lo que adoptarán sus mejores esfuerzos para que la información sobre el Programa Diario Viable Definitivo (PDVD) que debe proporcionarse a los agentes, en relación con sus unidades de adquisición y producción, esté a disposición de éstos y del operador del mercado antes de la hora límite establecida en la Regla de «Secuencia de operaciones del mercado diario». En caso de que esto no fuera posible adoptarán sus mejores esfuerzos para que dicho programa viable esté a disposición del operador del mercado y la información correspondiente a los agentes a la disposición de éstos con la mayor brevedad posible, comunicando los nuevos horarios a los agentes del mercado y al operador del mercado.

Cuando se dé esta situación, o la existencia de incidencias en los procesos del operador del mercado, y sea previsible un retraso sobre la hora de publicación establecida para el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) o el Programa Diario Viable Definitivo (PDVD) para la primera sesión de subasta intradiaria, o bien el Programa Horario Final (PHF) para el resto de sesiones, el operador del mercado podrá tomar la decisión de suspender la correspondiente sesión del mercado intradiario de subastas, o bien realizar la casación del horizonte de programación completo correspondiente a dicha sesión, pero considerando inválido a todos los efectos el resultado para, alguna o algunas, de las horas del horizonte por causa de fuerza mayor, o modificar los horarios de negociación del mercado intradiario continuo La decisión que se adopte será comunicada a los agentes del mercado y a los operadores del sistema a través del Sistema de Información del Operador del Mercado.

Cuando por problemas en los procesos de los operadores del sistema y/o del operador de mercado sea previsible un retraso sobre la hora establecida para la generación o integración de los resultados de las sesiones de subasta intradiarias y se alcance la hora límite acordada, los operadores podrán tomar la decisión de no considerar el resultado de la casación del mercado intradiario de subastas para la primera o primeras horas del periodo de programación. La decisión que se adopte será comunicada con la mayor brevedad posible a los agentes del mercado mediante el medio que se establezca y que deje constancia de dicha comunicación.

Cuando por problemas en los procesos del operador del mercado sea previsible un retraso sobre la hora de publicación establecida para el resultado de transacciones realizadas en cada ronda del mercado intradiario continuo, el operador del mercado podrá tomar la decisión de retrasar la apertura de la contratación de contratos del mercado intradiario continuo, o modificar los horarios de negociación de las sesiones de subasta intradiaria. La decisión que se adopte será comunicada a los agentes del mercado y a los operadores del sistema a través del Sistema de Información del Operador del Mercado.

Sin perjuicio de lo anterior y en los casos en los que por problemas operativos algún operador del sistema no pueda recibir o procesar los resultados del mercado intradiario continuo (PIBCIC) dentro de la hora límite acordada, o bien sea imposible la entrega por parte del operador del mercado a los operadores del sistema de los resultados disponibles el operador del mercado enviará el PIBCIC a los operadores del sistema una vez solventado el problema que lo causó, pudiendo ocurrir dicho envío de forma posterior a la entrega física de la energía del periodo negociado. En estos casos, los operadores del sistema conjuntamente podrán tomar la decisión de anular las energías negociadas en la última ronda del mercado intradiario continuo correspondientes a la primera hora de entrega de energía. La decisión que se adopte será comunicada con la mayor brevedad posible al resto de operadores y a los agentes del mercado mediante el medio que establezcan y que deje constancia de dicha comunicación.

58.4 Coordinación entre el operador del mercado y los operadores del sistema.

A los efectos de dar cumplimiento a lo dispuesto en la legislación vigente, ambos sujetos deberán suministrarse recíprocamente las informaciones que se relacionan a continuación a través de sus sistemas de información. Dicha información estará contenida en ficheros y su formato y comunicación serán definidos por ambos sujetos y puesto a disposición de los agentes del mercado.

El operador de mercado conjuntamente con los operadores del sistema español y portugués diseñará un mecanismo de emergencia para el intercambio de información entre operadores del sistema y el operador de mercado.

Toda la información a intercambiar se pondrá a disposición de la otra parte de acuerdo a los procedimientos acordados entre los operadores.

El operador del mercado realizará validaciones del formato y de la información contenida en los ficheros recibidos antes de proceder a su incorporación en el Sistema de Información del Operador del Mercado, de modo que si se detectan errores en ellos serán devueltos a su origen para su corrección.

Todo intercambio de información deberá incluir el correspondiente detalle explicativo del error detectado. El plazo durante el cual deberá enviarse el fichero corregido dependerá del fichero de que se trate, si bien tanto el operador del mercado como los operadores del sistema adoptarán sus mejores esfuerzos para que la información esté disponible inmediatamente para los procesos de casación o proceso de tiempo real que la necesiten.

Para la información relevante intercambiada entre el operador del mercado y los operadores del sistema, independientemente del origen de esta, se establece un mecanismo de confirmación de validez de información para cada tipo de mercado. Los mecanismos establecidos serán los acordados entre el operador del mercado y cada uno de los operadores del sistema, en los documentos «Procedimiento de Emergencia entre los Operadores del Sistema y Operador de Mercado» y «Modelo de ficheros para el intercambio de información entre OS y OM».

58.4.1 Información que deben suministrar los operadores del sistema al operador del mercado.

Los operadores del sistema español y portugués pondrán a disposición del operador del mercado la información necesaria para la realización de los procesos del mercado mediante los métodos y formatos establecidos en la versión vigente del documento «Modelo de ficheros para el intercambio de información entre OS y OM», acordado entre ambos operadores en lo relativo a los ficheros intercambiados entre operadores, y publicado por los operadores del sistema.

Dentro de las validaciones que se efectuarán, además de las anteriormente indicadas, se comprobará que los programas enviados cumplen el equilibrio generación-demanda en cada periodo de programación. Se comprobará que los ficheros de programas corresponden a la acumulación del programa previo. Cualquier información relativa a la energía de una unidad, ya sea de adquisición o producción, se comprobará que está incluida entre el máximo y el mínimo declarado en el Sistema de Información del Operador del Mercado.

La información enviada por los operadores del sistema será la que a continuación figura:

58.4.1.1 Mercado diario.

– Información del resultado de la asignación de derechos de capacidad de las subastas previas a la subasta diaria de unidades internacionales en cada hora del horizonte de programación y en cada una de las unidades de venta o adquisición con asignación de derechos de capacidad.

– Información de las notificaciones de derechos de uso de capacidad de las subastas previas al mercado diario de unidades internacionales, en cada hora del horizonte de programación y en cada una de las unidades de venta o adquisición con asignación de derechos de capacidad.

– En caso de celebrarse, información del resultado de la asignación de derechos de capacidad de la subasta diaria en la interconexión con el sistema eléctrico francés de unidades internacionales en cada hora del horizonte de programación y en cada una de las unidades de venta o adquisición con asignación de derechos de capacidad. Esta información será enviada por el operador del sistema español.

– Información relativa a las indisponibilidades de las unidades de producción y adquisición. Esta información será enviada por los operadores del sistema cada vez que sea actualizada esta información.

– Fichero de previsión de demanda. Este fichero será enviado por los operadores del sistema cada vez que sea actualizada su información.

– Información relativa a las ejecuciones de contratos bilaterales físicos internacionales y notificaciones de uso de derechos de capacidad. Esta información será enviada por los operadores del sistema en los siguientes instantes:

• Después del proceso de nominación previo al mercado diario, el operador del sistema español enviará las ejecuciones aceptadas de contratos bilaterales físicos que crucen la frontera de Francia con España.

• Después del proceso de nominación previo al mercado diario, tan pronto como lo tenga disponible, y antes del cierre del periodo de aceptación de ofertas para el mercado diario, los operadores del sistema, previo acuerdo entre ellos, enviarán las ejecuciones aceptadas de contratos bilaterales físicos internacionales y las notificaciones del uso de derechos de capacidad, correspondientes, a efectos de poder validar la energía ofertada por las unidades de oferta que participan simultáneamente en las ejecuciones de dichos contratos bilaterales.

– Información relativa a las ejecuciones de contratos bilaterales físicos nacionales. Esta información será enviada por los operadores del sistema correspondientes.

– Información relativa a las nominaciones de las ejecuciones de contratos bilaterales resultado de energías nominadas de las unidades reales y de las unidades de programación genérica. Esta información será enviada por el operador del sistema español.

– Información relativa a las energías nominadas de las unidades reales y de las unidades de programación genérica. Esta información será enviada por el operador del sistema español.

– Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF). Este fichero será el resultado de la suma al Programa Diario Base de Casación (PDBC) y de los contratos bilaterales comunicados antes del cierre de recepción de ofertas al mercado diario, y de los contratos bilaterales nacionales comunicados a los operadores del sistema después del cierre de recepción de ofertas al mercado diario.

58.4.1.2 Procesos de solución de restricciones técnicas del programa base de funcionamiento.

– Programa Diario Viable provisional (PDVP). Este fichero será el resultado de la suma del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), las alteraciones al programa debidas a las restricciones técnicas y sus recuadres.

58.4.1.3 Programa diario viable definitivo.

– Programa Diario Viable definitivo (PDVD). Programa final resultante del mercado diario. Este programa coincidirá con el Programa Diario Viable provisional (PDVP).

58.4.1.4 Mercados intradiarios.

Información enviada en el momento en que se modifique la información:

– Fichero de previsión de demanda. Este fichero será enviado por los operadores del sistema cuando se modifique su información.

– Información relativa a las indisponibilidades de las unidades de venta y compra. Este fichero será enviado por los operadores del sistema cada vez que sea actualizada esta información siendo la hora límite de aplicación para el mercado intradiario continuo y a efectos de validación de una oferta enviada en una ronda, será la establecida en el anexo 1.

Información enviada antes de la apertura del proceso de aceptación de ofertas del mercado intradiario siempre que modifique su información respecto a la anterior sesión:

– Limitaciones a la posibilidad de ofertar a cada mercado intradiario:

Este fichero contiene las limitaciones a la posibilidad de ofertar al mercado intradiario, para cumplir los criterios de seguridad, de cada unidad de oferta separadamente. La información contenida en este fichero será coherente con la información contenida en el fichero de indisponibilidades.

En el caso de la primera sesión de subasta intradiaria, la información de limitaciones podrá ser recibida hasta la recepción del PDVD correspondiente. Para el mercado intradiario continuo, la hora límite de aplicación y a efectos de validación de una oferta enviada en una ronda, será la establecida en el anexo 1.

El procedimiento utilizado para la comunicación, de al menos los ficheros correspondientes a las indisponibilidades, y a las limitaciones a la posibilidad de ofertar en el mercado intradiario, deberá ser tal que permita asegurar a los operadores del sistema que el fichero ha sido validado y recibido por el operador del mercado, conforme a la hora del Sistema de Información del Operador del Mercado. Así mismo el operador del mercado deberá poder tener constancia sobre el contenido y la hora de recepción de los ficheros.

Información enviada después de la casación de la sesión:

– Programa Horario Final resultado de cada sesión del mercado intradiario (PHF). Este fichero coincide con la suma del programa acumulado resultado de la casación.

– Anulación de horas en sesiones de mercados intradiarios. Este fichero contiene la información de las horas en sesiones de mercados intradiarios cuyas transacciones han sido anuladas por los operadores del sistema por no haber podido programarlas por alguna razón.

Información enviada en el mercado intradiario continuo:

– Programa Horario Final Continuo resultado de las transacciones de cada ronda en el mercado intradiario (PHFC). Este fichero incluye el Programa Diario Viable definitivo (PDVD), el resultado de los sucesivos mercados intradiarios por subastas realizados por el operador del mercado y del resultado del mercado intradiario continuo.

– Anulación de las energías negociadas en una ronda específica del mercado intradiario continuo, correspondientes a una hora de entrega de energía.

58.4.1.5 Coordinación de la información de las unidades de producción y adquisición.

Cualquier cambio en la información asociada a los sujetos del sistema y a las unidades de programación gestionadas por los operadores del sistema que puedan afectar a los procesos de los mercados, deberá ser puesto a disposición del operador del mercado para que actúe en consecuencia. El procedimiento de comunicación de dicha información deberá ser acordado entre el operador del mercado y los operadores del sistema, fijando conjuntamente la fecha de entrada en vigor de los cambios considerados.

58.4.1.6 Energía negociada en los servicios de ajuste del sistema por las instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables.

El Operador del sistema español enviará al operador del mercado todos los días el valor neto de la energía negociada por cada instalación adscrita al régimen económico de energías renovables en los servicios de ajuste y balance del sistema antes de las 04:00 horas del siguiente día natural, para que el operador del mercado pueda integrar dichos resultados en la liquidación diaria. Dicho intercambio de información se realizará a través de los mecanismos de intercambio de información acordados entre ambos operadores.

58.4.2 Información que debe suministrar el operador del mercado a los operadores del sistema.

El operador del mercado pondrá a disposición de los operadores del sistema, con la confidencialidad correspondiente, la información necesaria para la realización de sus procesos de gestión mediante los métodos y formatos establecidos en la versión más actualizada del documento "Modelo de ficheros para el intercambio de información entre OSs y OM ", acordado entre el operador del mercado y ambos operadores del sistema en lo relativo a los ficheros intercambiados entre ellos, y publicado por los operadores del sistema.

El operador del mercado pondrá a disposición de los operadores del sistema, con la confidencialidad correspondiente, la siguiente información:

58.4.2.1 Mercado diario.

– Programa Diario Base de Casación (PDBC). Este fichero contiene el programa resultante de la casación del mercado diario. Esta información será puesta a disposición de los operadores del sistema en el momento de publicación de los resultados provisionales de la casación.

– Precios marginales del mercado diario. Esta información será puesta a disposición de los operadores del sistema en el momento de publicación de los resultados provisionales de la casación.

– Flujos en las interconexiones internacionales. Esta información será puesta a disposición de los operadores del sistema en el momento de publicación de los resultados provisionales de la casación.

– Ofertas del mercado diario. Este fichero contiene todas las ofertas válidas que han entrado en el proceso de casación. Esta información será puesta a disposición de los operadores del sistema una vez confirmado el Programa Diario Base de Casación (PDBC) por OMIE y por los operadores del mercado acoplados al mercado ibérico en la ejecución de la casación.

– Orden de precedencia económica del mercado diario. Este fichero contiene la información relevante en cuanto a energías, precios e instantes de recepción de las ofertas casadas totalmente, casadas parcialmente y no casadas. Esta información será puesta a disposición de los operadores del sistema una vez confirmado el Programa Diario Base de Casación (PDBC) por OMIE y por los operadores del mercado acoplados al mercado ibérico en la ejecución de la casación.

58.4.2.2 Mercados intradiarios.

Para el mercado intradiario de subastas:

– Resultado incremental de la casación de cada mercado intradiario del Programa Intradiario Base de Casación Incremental (PIBCI). Este fichero contiene la información resultado incremental de la casación del mercado intradiario, respecto al Programa Diario Viable definitivo (PDVD) en el caso de la primera sesión o respecto al Programa Horario Final (PHF) de mercado anterior en el resto de sesiones.

– Precios marginales resultantes de cada sesión del mercado intradiario.

– Ofertas del mercado intradiario. Este fichero contiene todas las ofertas válidas que han entrado en el proceso de casación.

– Orden de precedencia económica de cada sesión del mercado intradiario. Este fichero contiene las ofertas casadas totalmente, casadas parcialmente y no casadas ordenadas según los criterios establecidos en la regla correspondiente.

Para el mercado intradiario continuo:

Como consecuencia de los procesos de aceptación, verificación de ofertas y del resultado de las transacciones del mercado intradiario continuo, el operador del mercado generará la siguiente información, la cual será puesta a disposición de los operadores del sistema según se describe:

– Programa Intradiario Base de Casación Incremental Continuo (PIBCIC).

Se generará como resultado de la negociación, en unidades de oferta y unidades porfolio, al cierre de cada uno de los contratos negociados en el mercado intradiario continuo inmediatamente después de su generación.

Dicho programa incremental contendrá por unidad de oferta y unidad porfolio, el programa neto resultado de las transacciones de compra y venta realizadas por dichas unidades en los periodos negociados en esa ronda en el mercado intradiario continuo, teniendo en cuenta las desagregaciones para el periodo que no volverá a ser negociado en el mercado intradiario.

En caso de que, para el periodo que no volverá a ser negociado en el mercado intradiario, no se haya desagregado en unidades de oferta toda la energía contenida en unidades porfolio, dichas unidades porfolio contendrán la diferencia entre la energía total asignada a la unidad porfolio y la desagregada correctamente en unidades de oferta.

La información contenida en el fichero PIBCIC tendrá carácter firme y definitivo.

58.4.2.3 Resultados de la liquidación.

– En cumplimiento del punto 1 del anexo del Real Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre, por el que se regulan los efectos de la entrada en funcionamiento del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el balear, y se modifican otras disposiciones del sector eléctrico, el operador del mercado facilitará al operador del sistema el resultado de la liquidación del mercado diario e intradiario que este le requiera para su consideración en la liquidación de la energía en el sistema eléctrico balear.

– En cumplimiento de los puntos 1 y 2 de la Disposición Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, el operador del sistema español y el operador del mercado se intercambiarán la información necesaria para el cálculo unitario medio por unidad de energía del valor de cada concepto de los costes para el conjunto de consumidores del sistema eléctrico español.

– En cumplimiento del apartado 2.2.a de la Resolución de 22 de mayo de 2018, del Departamento de Aduanas e Impuestos Especiales de la Agencia Estatal de Administración Tributaria, para la elaboración de las estadísticas de intercambios de bienes entre Estados miembros (Sistema Intrastat), el operador del mercado facilitará al operador del sistema el valor de las exportaciones e importaciones resultantes de los mercados gestionados por el operador del mercado que este le requiera para su consideración la información a suministrar al Sistema Intrastat.

Regla 59. Régimen de la operación en el mercado

Corresponde al OMI, Polo Español, SA (OMIE), como operador del mercado, la realización de todas las funciones necesarias para el eficaz desarrollo del mercado, en especial, del mercado diario y de los mercados intradiarios y de sus correspondientes liquidaciones y, en general, las que le asignan las disposiciones legales y reglamentarias sobre la materia.

El operador del mercado ejercerá sus funciones cumpliendo lo establecido en las disposiciones legales y reglamentarias que regulan el mercado. Además, en la operación del mercado, actuará de acuerdo con lo establecido en las presentes Reglas de Funcionamiento del Mercado, y con los sistemas de información y comunicación integrados en el Sistema de Información del Operador del Mercado.

Los agentes del mercado actuarán en el mercado cumpliendo lo establecido en las disposiciones legales y reglamentarias, y de acuerdo con lo establecido en las presentes reglas, y en los sistemas de información y comunicación integrados en el Sistema de Información del Operador del Mercado.

A los efectos del cumplimiento de lo establecido en estas Reglas de Funcionamiento del Mercado y, en especial, en esta regla, el operador del mercado pondrá a disposición de los agentes del mercado la documentación asociada al Sistema de Información del Operador del Mercado, a utilizar por estos, así como las modificaciones y nuevas versiones que se publiquen.

El operador del mercado no responderá de las consecuencias de las actuaciones en las que intervengan los agentes del mercado o terceros, ni de las derivadas de la aplicación de las presentes Reglas de Funcionamiento del Mercado y de los sistemas de información y comunicación integrados en el Sistema de Información del Operador del Mercado. Tampoco responderá el operador del mercado de consecuencias derivadas de circunstancias que se encuentren fuera de su control directo, de los casos de fuerza mayor o de carácter fortuito, incluyendo aquellas consecuencias derivadas de actuaciones que, en su caso, el operador del mercado pudiera realizar tras su aparición a efectos de intentar mitigar o resolver tales casos, ni de las consecuencias indirectas de las actuaciones y operaciones desarrolladas en el mercado ni de los riesgos derivados del funcionamiento del mismo.

La habilitación del acceso a la plataforma de negociación del mercado intradiario continuo a través de una interfaz pública de mensajes, se hace a los únicos y exclusivos efectos de poner a disposición de los agentes un acceso mediante una herramienta desarrollada y gestionada por el agente solicitante de tal habilitación.

Tal habilitación no supone la asunción por el operador de mercado de ningún tipo de responsabilidad, incluyendo daños y perjuicios, directos o indirectos, independientemente de la previsibilidad de dichos daños y perjuicios, derivados del funcionamiento, uso, uso inapropiado o mal uso, manipulación, cambio, modificación o alteración, intencionado o no, de dicha herramienta por parte del agente, debiendo aceptar y cumplir el agente los Términos y Condiciones de dicha habilitación, fijados en cada momento por el operador del mercado.

59.1 Reclamaciones a los procesos del mercado, a las liquidaciones y a la facturación.

59.1.1 Notificaciones.

Cualesquiera notificaciones ajenas a la operación normal del mercado basada en el sistema de información, que deban hacerse por virtud de estas Reglas de Funcionamiento del Mercado, lo serán en la dirección de las partes que figura en el encabezamiento del correspondiente contrato de adhesión. No obstante, las partes podrán variar el lugar de recepción de las notificaciones por medio de la notificación que hagan a la otra con siete (7) días hábiles de antelación a que se produzca tal cambio.

Las notificaciones deberán hacerse por cualquier medio que deje constancia del contenido de la comunicación y de su recepción.

59.1.2 Presentación de reclamaciones al operador del mercado.

Los agentes del mercado podrán reclamar tanto el resultado de las validaciones como el resultado de los diferentes mercados, así como las liquidaciones, de conformidad a lo establecido en estas reglas en cada caso.

Las reclamaciones que presenten los agentes, integradas dentro de la secuencia de los procesos del operador del mercado, tendrán los efectos establecidos en las reglas correspondientes. Las demás reclamaciones serán igualmente contestadas por el operador del mercado, pero no tendrán los efectos anteriormente indicados.

El proceso de reclamaciones será el siguiente:

Las reclamaciones serán realizadas a través de la aplicación informática del sistema del operador del mercado destinada a esta función.

Las reclamaciones serán conocidas por todos los agentes, salvo aquellas que por su contenido de información sensible, el agente decida establecer como confidenciales. El agente reclamante en cualquier momento puede cambiar el grado de confidencialidad de una reclamación. El operador del mercado respetará el carácter de confidencialidad declarado en la reclamación, si bien puede solicitar que se justifique el mismo.

Adoptada por el operador del mercado la decisión procedente sobre las reclamaciones e informaciones recibidas de los agentes, continuará el proceso hasta su finalización, sin perjuicio de la reiteración de la reclamación por el agente interesado en momento posterior, con los efectos que correspondan.

Los agentes tendrán en todo momento acceso a las reclamaciones efectuadas por ellos mismos y a las declaradas como no confidenciales por el resto de los agentes.

El Sistema de Información del Operador del Mercado indicará la fecha y hora de cada escritura sobre el texto de la reclamación, así como la identificación de quién la realizó.

El Sistema de Información del Operador del Mercado asegurará que ni el agente, ni el operador del mercado pueden alterar informaciones previamente introducidas en la reclamación.

El operador del mercado mantiene una vigilancia para la correcta participación de los agentes en el mercado. La utilización de estos mecanismos de control o vigilancia no implica exoneración por la realización de operaciones malas o indebidas por parte de los agentes.

59.2 Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes.

El operador del mercado publicará en el Sistema de Información del Operador del Mercado los siguientes horarios:

1. Recepción y registro de entrada de documentos de garantías y solicitudes.

2. Tramitación de las solicitudes de los agentes efectuados a través del Sistema de Información del Operador del Mercado.

3. Hora máxima para la consideración del saldo neto acreedor en el balance de garantías a los efectos de la Regla de «Balance de garantías».

Asimismo, publicará los plazos máximos de tramitación de las distintas solicitudes de las agentes efectuadas a través del Sistema de Información del Operador del Mercado.

Regla 60. Entrada en vigor, duración y modificaciones de las reglas de funcionamiento del mercado

1. Las Reglas de Funcionamiento del Mercado entrarán en vigor en los términos establecidos en la correspondiente resolución administrativa y permanecerán vigentes con carácter indefinido sin perjuicio de las modificaciones a que se refiere esta regla, salvo que la ley o sus normas de desarrollo establezcan un término de duración para el mismo o dispongan su terminación.

2. El operador del mercado deberá proponer, de oficio o a instancia de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, aquellas modificaciones de las metodologías y condiciones vigentes que permitan un mejor funcionamiento de los mercados de electricidad, así como su adecuación a la normativa comunitaria. Dichas modificaciones deberán seguir el procedimiento de tramitación previsto en el artículo 23 Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del sistema.

3. La adhesión de cada agente del mercado a las Reglas de Funcionamiento del Mercado lo es, también, a todas las modificaciones que puedan introducirse en las mismas en virtud de lo establecido en esta regla.

4. En todo caso, el operador del mercado podrá dictar las instrucciones que resulten necesarias por la mejor aplicación de las Reglas de Funcionamiento del Mercado, que deberán cumplir los vendedores y compradores que participen en el mercado. En particular, el operador del mercado podrá elaborar guías de usuario para la eficaz utilización por los agentes del mercado de los sistemas informáticos que la normal operación del mercado requiera. También podrá hacer públicos, para general conocimiento, criterios prácticos o técnicos de aplicación de la regulación vigente.

Regla 61. Legislación aplicable y solución de conflictos

Serán de aplicación a estas Reglas de Funcionamiento del Mercado la legislación española y comunitaria en vigor.

Los conflictos que puedan surgir en la aplicación de las presentes Reglas de Funcionamiento del Mercado se resolverán de acuerdo con lo establecido en el artículo 12.1.b.2.º de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Las controversias, desacuerdos, reclamaciones y diferencias que puedan surgir en esta materia, que no deban ser objeto de conflicto de gestión económica y técnica, por su carácter indisponible y de orden público, respetando las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, se someten, con renuncia a cualquier otro juez o tribunal que pudiera resultar competente, o al arbitraje de dicha comisión, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 5.1.b de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, o al arbitraje de derecho que se celebrará en la ciudad de Madrid por tres árbitros, de conformidad con las reglas de la UNCITRAL y con la Ley 60/2003, de 23 de diciembre, de Arbitraje y, por consiguiente, con sometimiento expreso al laudo que se dicte. Las partes deberán ponerse de acuerdo sobre el sistema de arbitraje a seguir, es decir, si se acude a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia o a los tres árbitros conforme a las reglas de la UNCITRAL para dicho proceso arbitral. En caso de que transcurridos seis meses no sea posible alcanzar dicho acuerdo, queda expedita la vía jurisdiccional para la parte interesada. Las partes acuerdan someter cualesquiera diferencias entre las mismas que, por imperativo legal, no puedan someterse a arbitraje, a los Juzgados y Tribunales de la ciudad de Madrid, con renuncia a cualquier otro juez o tribunal que pudiera resultar competente.

Regla adicional

De conformidad con el artículo 13 del Reglamento (UE) 2016/679, General de Protección de Datos (en adelante «RGPD»), los datos de carácter personal proporcionados por los Agentes y los que los Agentes en cualquier momento faciliten, serán incorporados a un Registro de Actividades del tratamiento titularidad de OMI-Polo Español, SA, en su calidad de operador del mercado. El Agente en cualquier momento podrá modificar sus datos personales con el fin de que la información contenida en sus ficheros esté en todo momento actualizada y no contenga errores.

OMI-Polo Español, SA, necesita tratar dichos datos para la ejecución del Contrato de Adhesión, por lo que el tratamiento de tales datos personales se considera legítimo de conformidad con el artículo 6.1.b del RGPD. En particular, OMI-Polo Español, SA, tratará estos datos personales para las siguientes finalidades: (i) el registro y seguimiento de los agentes de Mercado, asegurando las conexiones dentro del Mercado eléctrico (ii) el mantenimiento de niveles adecuados de seguridad en el tráfico comercial de la empresa.

Los datos serán conservados en todo caso mientras perdure la relación comercial con el Agente del mercado. En el momento en que termine, OMI-Polo Español, SA, mantendrá dichos datos debidamente bloqueados con el único fin de atender las responsabilidades de cualquier índole que pudieran surgir durante un periodo de 5 años. Una vez prescriban tales responsabilidades, sus datos personales serán suprimidos. En caso de que el Agente proporcione datos de carácter personal referentes a personas distintas a las que efectúan una solicitud, el Agente garantiza que tales personas han consentido la entrega de sus datos a OMI-Polo Español, SA, para tal objeto.

El Agente queda informado también de que, entre los citados datos personales, puede realizarse una grabación de seguridad de las conversaciones telefónicas de las personas físicas que en cada momento intervengan en representación del Agente. Por ello, el Agente también garantiza que tales personas le han consentido la entrega de sus datos a OMI-Polo Español, SA.

OMI-Polo Español, SA, tratará sus datos personales de manera absolutamente confidencial. Asimismo, ha implantado medidas técnicas y organizativas adecuadas para garantizar la seguridad de sus datos personales y evitar su destrucción, pérdida, acceso ilícito o alteración ilícita. A la hora de determinar estas medidas, se han tenido en cuenta criterios como el alcance, el contexto y los fines del tratamiento; el estado de la técnica y los riesgos existentes.

Asimismo, el Agente presta su consentimiento para que los datos personales sean cedidos a las siguientes entidades, que los utilizarán para sus propios fines:

i. Red Eléctrica de España, SA (REE), con el fin del cumplimiento de sus funciones en su calidad de operador del sistema español.

ii. Redes Energeticas Nacionais, SA (REN), con el fin del cumplimiento de sus funciones en su calidad de operador del sistema portugués.

iii. Otros Operadores del Sistema o del Mercado con el fin del cumplimiento de sus respectivas funciones y de una óptima gestión de sus respectivos sistemas de información,

iv. A los reguladores competentes.

El Agente de Mercado podrá, en cualquier momento, ejercitar los derechos de acceso, rectificación, oposición, supresión, limitación, portabilidad y presentación de reclamaciones, ante OMI-Polo Español, SA.

Dichos derechos podrán ejercitarse mediante comunicación escrita dirigida a la sede de OMI-Polo Español, SA, sita en calle Alfonso XI, 6, 28014 Madrid, así como por correo electrónico a: info@omie.es. En este sentido, deberá proporcionarse la siguiente información: nombre y apellidos del interesado, domicilio a efectos de notificaciones, fotocopia del Documento Nacional de Identidad, pasaporte o cualquier otro documento identificativo, y petición en que se concrete la solicitud. En caso de que tal solicitud no reúna los requisitos necesarios, OMI-Polo Español, SA, podrá requerir su subsanación.

Si el Agente considera que su solicitud no ha sido atendida correctamente, podrá presentar una reclamación ante la autoridad de control en materia de protección de datos, la Agencia Española de Protección de Datos (http://www.agpd.es)

Regla final

En el plazo máximo de tres meses desde la entrada en vigor de esta Resolución, el Comité de Agentes del mercado deberá adecuar su composición, estructura y funcionamiento a las previsiones del capítulo V («Comité de Agentes del Mercado»).

ANEXO 1

Horarios

1. Horarios mercado intradiario de subastas.

El mercado intradiario estará estructurado en dos formatos de contratación:

– Formato de subastas.

– Formato continuo.

El formato de subasta, estará estructurado a su vez en seis sesiones. Los horarios son los establecidos en las presentes Reglas de Funcionamiento del Mercado, con la siguiente distribución de horarios por sesión (CET):

Sesión 1.ª
Sesión 2.ª
Sesión 3.ª
Sesión 4.ª
Sesión 5.ª
Sesión 6.ª

APERTURA DE SESION.
14:00
17:00
21:00
01:00
04:00
09:00

CIERRE DE SESION.
15:00
17:50
21:50
01:50
04:50
09:50

CASACION Y PUBLICACION.
15:07
17:57
21:57
01:57
04:57
09:57

HORIZONTE DE PROGRAMACION (Periodos horarios).

24 horas

(1-24 D+1)

28 horas

(21-24 D y 1-24 D+1)

24 horas

(1-24 D+1)

20 horas

(5-24 D)

17 horas

(8-24 D)

12 horas

(13-24 D)

Figura 1

En el caso del cuarto mercado intradiario en el día de cambio de hora de primavera, la hora de apertura del mismo será las 00:00 en lugar de la 01:00.

En el caso de que lo dispuesto para la operación de los días de cambio de hora oficial (23 o 25 horas) resulte necesario ser modificado, será publicada una Instrucción con los detalles y la operativa de dichos cambios. Dicha Instrucción será debidamente comunicada a los agentes de mercado y operadores del sistema, teniendo en cuenta el acoplamiento europeo único de mercados.

Para la Operación del día de cambio oficial de hora, se amplía en una hora el horizonte de la cuarta sesión del mercado intradiario del día de cambio oficial de hora de otoño (día de 25 horas), que tiene lugar cada año el último domingo del mes de octubre, quedando la sesión cuarta con un horizonte de negociación de 21 horas (H5, H6, H7,…H25). Quedan reflejados en la siguiente tabla los horarios de las diferentes sesiones de subastas intradiarias para el día de 25 horas:

Sesión 1.ª
Sesión 2.ª
Sesión 3.ª
Sesión 4.ª
Sesión 5.ª
Sesión 6.ª

APERTURA DE SESION.
14:00
17:00
21:00
01:00
04:00
09:00

CIERRE DE SESION.
15:00
17:50
21:50
01:50
04:50
09:50

CASACION Y PUBLICACION.
15:07
17:57
21:57
01:57
04:57
09:57

HORIZONTE DE PROGRAMACION (Periodos horarios).

25 horas

(1-25 D+1)

29 horas

(21-24 D y 1-25 D+1)

25 horas

(1-25 D+1)

21 horas

(5-25 D)

17 horas

(9-25 D)

12 horas

(14-25 D)

Figura 2

Respecto al Mercado Intradiario Continuo, la negoción de contratos el día de 25 horas, se desarrollará sin alteraciones de horario, negociando por última vez la H5 durante la Ronda 5 (03:00-04:00h).

2. Producto horario del mercado intradiario continuo.

El producto horario tendrá duración de una hora. Estará generalmente compuesto por veinticuatro contratos, o 23, o 25 en los días de cambio de hora oficial, donde cada contrato se corresponde con cada uno de los periodos horarios del día al que dicho producto hace referencia.

En el caso de que lo dispuesto para la operación de los días de cambio de hora oficial (23 o 25 horas) resulte necesario ser modificado, será publicada una Instrucción con los detalles y la operativa de dichos cambios. Dicha Instrucción será debidamente comunicada a los agentes de mercado y operadores del sistema, teniendo en cuenta el acoplamiento europeo único de mercados.

La apertura de la negociación de todos los contratos del mercado intradiario continuo para el día siguiente (D+1), en las zonas de precio de España y Portugal se hará a partir de la finalización de la primera subasta del día en curso (D), siempre que el operador del sistema haya publicado el Programa Diario Viable Definitivo para el día siguiente (D+1) con anterioridad. En la Figura 2 se muestran por día, periodo y hora los contratos en negociación.

Horario
Subasta MIBEL
Mercado Continuo (XBID)

Día
Ronda* del continuo
Periodo
Hora inicio de periodo
Hora fin de periodo
N.º subasta
Periodos de negociación incluidos en horizonte de la subasta

Periodos de negociación abiertos

PRODUCTO HORARIO

Periodos de negociación cerrados

PRODUCTO HORARIO

D
17
15
14:00
15:00
1
Recepción de ofertas para la subasta MI1 (Periodos 1-24 día D+1).
17-24 (D)

D
18
16
15:00
15:10
1
Casación del MI1.
18-24 (D)

D
18
16
15:10
16:00
–

18-24 (D)

1-24 (D+1)**

D
19
17
16:00
17:00
–

19-24 (D)

1-24 (D+1)

D
20
18
17:00
17:50
2
Recepción de ofertas para la subasta MI2 (Periodos 21-24 día D, 1-24 día D+1).

20-24 (D)

1-24 (D+1)

D
20
18
17:50
18:00
2
Casación del MI2.
20 (D)

21-24 (D)

1-24 (D+1)

D
21
19
18:00
19:00
–

21-24 (D)

1-24 (D+1)

D
22
20
19:00
20:00
–

22-24 (D)

1-24 (D+1)

D
23
21
20:00
21:00
–

23-24 (D)

1-24 (D+1)

D
24
22
21:00
21:50
3
Recepción de ofertas para la subasta MI3 (Periodos 1-24 día D+1).

24 (D)

1-24 (D+1)

* Ronda del continuo: Periodo que se negocia por última vez en el mercado continuo.

** Los periodos 1-24 del D+1 se abren a negociación continua (Gate Opening Time) a las 15:00 del día D en curso.

Horario
Subasta MIBEL
Mercado Continuo (XBID)

Día
Ronda* del continuo
Periodo
Hora inicio de periodo
Hora fin de periodo
N.º subasta
Periodos de negociación incluidos en horizonte de la subasta

Periodos de negociación abiertos

PRODUCTO HORARIO

Periodos de negociación cerrados

PRODUCTO HORARIO

D
24
22
21:50
22:00
3
Casación del MI3.
24 (D)
1-24 (D+1)

D
1
23
22:00
23:00
–

1-24 (D+1)

D
2
24
23:00
0:00
–

2-24 (D+1)

D+1
3
1
0:00
1:00
–

3-24 (D)

D+1
4
2
1:00
1:50
4
Recepción de ofertas para la subasta MI4 (Periodos 5-24 día D).
4-24 (D)

D+1
4
2
1:50
2:00
4
Casación del MI4.
4 (D)
5-24 (D)

D+1
5
3
2:00
3:00
–

5-24 (D)

D+1
6
4
3:00
4:00
–

6-24 (D)

D+1
7
5
4:00
4:50
5
Recepción de ofertas para la subasta MI5 (Periodos 8-24 día D).
7-24 (D)

D+1
7
5
4:50
5:00
5
Casación del MI5.
7 (D)
8-24 (D)

D+1
8
6
5:00
6:00
–

8-24 (D)

D+1
9
7
6:00
7:00
–

9-24 (D)

D+1
10
8
7:00
8:00
–

10-24 (D)

D+1
11
9
8:00
9:00
–

11-24 (D)

D+1
12
10
9:00
9:50
6
Recepción de ofertas para la subasta MI6 (Periodos 13-24 día D).
12-24 (D)

D+1
12
10
9:50
10:00
6
Casación del MI6.
12(D)
13-24 (D)

* Ronda del continuo: Periodo que se negocia por última vez en el mercado continuo.

Horario
Subasta MIBEL
Mercado Continuo (XBID)

Día

Ronda* del continuo

Periodo

Hora inicio de periodo

Hora fin de periodo

N.º subasta

Periodos de negociación incluidos en horizonte de la subasta

Periodos de negociación abiertos

PRODUCTO HORARIO

Periodos de negociación cerrados

PRODUCTO HORARIO

D+1
13
11
10:00
11:00
–

13-24 (D)

D+1
14
12
11:00
12:00
–

14-24 (D)

D+1
15
13
12:00
13:00
–

15-24 (D)

D+1
16
14
13:00
14:00
–

16-24 (D)

D+1
17
15
14:00
15:00
1
Recepción de ofertas para la subasta MI1 (Periodos 1-24 día D+2)
17-24 (D)

D+1
18
16
15:00
15:10
1
Casación del MI1
18-24 (D)

D+1
18
16
15:10
16:00
–

18-24 (D)

1-24 (D+1)**

...
…
…
…
…
…
…

…

*Ronda del continuo: Periodo que se negocia por última vez en el mercado continuo.

**Los periodos 1-24 del D+1 se abren a negociación continua (Gate Opening Time) a las 15:00 del día D en curso.

Figura 2

3. Condiciones a la ejecución de ofertas en el mercado intradiario continuo.

Las ofertas al mercado continuo podrán ser de Compra (BID) o Venta (ASK), con diferentes tipos de condiciones de ejecución o validez seleccionables por el agente.

Las ofertas de compra y venta en el mercado intradiario continuo se clasificarán según las diferentes condiciones de ejecución a las que estén sometidas.

Por defecto, las ofertas no tendrán seleccionada ninguna condición. En el caso de que un agente de mercado desee enviar una oferta con condiciones tendrá que indiciarlo en el momento de ofertar, rellenado los campos adecuados a tal efecto.

3.1 None (NON).

Las ofertas «None» tendrán de las siguientes características:

– Cantidad de producto a comprar o vender, así como el precio solicitado.

– Admitirán la posibilidad de casación inmediata o parcial.

– La cantidad no casada permanecerá en el Libro de Ofertas al precio incluido en la oferta.

– En cuanto a la validez temporal, serán válidas exclusivamente para el contrato al que hacen referencia, cancelándose en caso de que no sea casada en el cierre de dicho contrato.

– Una oferta o la oferta parcial que permanezca en el Libro de Ofertas tras una casación parcial, podrá ser modificada o cancelada mientras el contrato al que se presentó esté en un estado que permita el envío de ofertas (TRADE) para el mismo producto.

3.2 Immediate or Cancel (IOC).

Las ofertas «Immediate or Cancel», tendrán las siguientes características:

– Incluirán únicamente la cantidad de producto a comprar o vender en un determinado contrato y precio solicitado.

– Casarán contra las ofertas más competitivas en sentido contrario existentes en el Libro de Ofertas, independientemente de su precio.

– El precio de la transacción será el de la(s) oferta(s) con las que case (preexistentes).

– Admitirán la posibilidad de casación parcial.

– La cantidad no casada será eliminada y no permanecerá en el Libro de Ofertas.

– Se ejecutarán en el momento de introducción, nunca permanecerán, por lo que, además, no hay posibilidad de ser modificadas o canceladas por el agente.

3.3 Fill or Kill (FOK).

Las ofertas «Fill or Kill», tienen las siguientes características:

– Incluirán la cantidad de producto a comprar o vender en un determinado contrato, así como el precio solicitado.

– Casarán con las ofertas más competitivas en sentido contrario existentes en el Libro de Ofertas, en caso de que los precios sean aceptables.

– No admitirán la posibilidad de casación parcial, si la oferta no es casada en su totalidad, la oferta será eliminada de forma completa.

– Se ejecutarán en el momento de introducción, nunca permanecerán, por lo que, además, no hay posibilidad de ser modificadas o canceladas por el agente.

3.4 Iceberg.

Las ofertas «Iceberg», tendrán las siguientes características:

– Incluirán la cantidad total de producto a comprar o vender en un determinado contrato, la parte reducida de esa cantidad que el agente desea mostrar en el Libro de Ofertas, así como el precio solicitado.

– En el Libro de Ofertas únicamente se mostrarán al resto de agentes de mercado una parte reducida de la cantidad total y el precio solicitado.

– Al introducir una oferta «Iceberg» con un precio no competitivo, dicha oferta se incluirá en el Libro de Ofertas, mostrando la parte reducida de la cantidad total y el precio especificados. El agente que introdujo la oferta podrá ver, adicionalmente, la cantidad total de dicha oferta.

– Cuando la parte reducida visible de la oferta sea casada en su totalidad, se generará de forma automática una nueva oferta en el Libro de Ofertas, siendo la cantidad, la parte reducida de la cantidad total, y el precio, el especificado cuando se introdujo la oferta «Iceberg».

– Cuando se introduzca una oferta «Iceberg» con un precio competitivo, la cantidad a considerar será la cantidad total de la oferta «Iceberg», registrando una transacción por cada oferta contraria con la que case. Adicionalmente, si no casara la cantidad total, la cantidad visible que aparecerá en el Libro de Ofertas, será como máximo la parte reducida especificada al crear la oferta, aunque la cantidad casada no haya sido múltiplo de dicha parte reducida.

– Si, existiendo una oferta «Iceberg» en el Libro de Ofertas, llegara una oferta contraria con un precio competitivo y una cantidad superior a la cantidad visible de la oferta «Iceberg», se llevarán a cabo transacciones diferentes por cada instanciación de la oferta «Iceberg», cada una con su tiempo de creación. La cantidad visible de la oferta «Iceberg» en el Libro de Ofertas, será la cantidad que haya quedado sin casar tras la última instanciación.

– Adicionalmente a las validaciones recogidas en la Regla de »Validación de Ofertas» del mercado intradiario continuo, se comprobará que la parte reducida que se quiere mostrar de la oferta sea menor o igual que la cantidad total del producto ofertada.

– Admitirán la posibilidad de ser canceladas en los momentos en que se permite la cancelación de ofertas por la parte no casada.

3.4.1 Ofertas iceberg con incremental de precio.

Opcionalmente, las órdenes «Iceberg» se podrán introducir con un incremental de precio. En caso de introducirse, cada nueva instanciación tendrá un nuevo precio, que será calculado como el precio de la instanciación anterior más el incremental de precio.

Las órdenes «Iceberg» de adquisición solo pueden introducirse con un incremental de precio negativo, mientras que las órdenes de venta sólo pueden introducirse con un incremental de precio positivo.

4. Condiciones a la validez de ofertas.

Las condiciones a la validez, en caso de ser especificadas, indican el horizonte temporal para el que la oferta de venta o adquisición presentada por un agente de mercado para un determinado contrato es válida.

4.1 Good-For-Session (GFS).

Las ofertas marcadas con dicha restricción serán válidas hasta el cierre de la negociación del contrato al que se presentaron. Por defecto, todas las ofertas tendrán seleccionada esta restricción.

4.2 Good-Till-Date (GTD).

Dicha restricción, hará que la oferta presentada sea únicamente válida hasta un cierto momento establecido por el agente durante la creación de la oferta, dicho momento será siempre anterior al cierre de la negociación del contrato

5. Condiciones de las Cestas de Ofertas (Basket Orders).

Los agentes de mercado podrán seleccionar condiciones a la Cesta de Ofertas que afectarán a todas las ofertas dentro de la cesta.

5.1 None.

Las ofertas de la cesta se enviarán a la vez, al mismo o diferentes contratos, pero sin relación entre ellas. Unas podrán ser aceptadas y casadas y otras no, permaneciendo en el Libro de Ofertas si las condiciones de dicha oferta lo permiten.

5.2 Valid.

Las ofertas de la cesta se enviarán a la vez, al mismo o diferentes contratos, pero deberán ser todas aceptadas como válidas. Si alguna de las ofertas incluidas en la cesta es declarada no válida, no se tendrá en cuenta el resto puesto que serán todas rechazadas.

5.3 Linked Orders.

Las órdenes de la cesta se enviarán a la vez, al mismo o diferentes contratos, pero la aceptación de una casación de una oferta para un contrato estará enlazada a la casación de las otras ofertas de la cesta en otros contratos, siendo casadas todas o ninguna de las ofertas enviadas. Como consecuencia, una cesta enlazada siempre incluirá la restricción a la ejecución FOK para cada una de las ofertas incluidas en la cesta.

6. Hora límite de aplicación de indisponibilidades y limitaciones para el mercado intradiario continuo.

La hora límite de aplicación de las indisponibilidades y limitaciones para el mercado intradiario continuo a efectos de validación de una oferta enviada en una ronda, será de cinco (5) minutos antes del inicio de la misma.

ANEXO 2

Límites de precios de las ofertas y umbrales de notificación y de precio

1. Límites de precio de oferta máximos y mínimos armonizados para el mercado diario.

De acuerdo con el artículo 10 del Reglamento (UE) 2019/943, de 5 de junio de 2019, y la metodología Harmonised Maximum and Minimum clearing prices for single day-ahead coupling aprobada por ACER y sus modificaciones, se establecen unos límites máximos y mínimos de precio para el mercado diario en la zona MIBEL (España y Portugal), que se encuentran armonizados a nivel europeo.

Los límites de precio podrán ser consultados en el web de agentes (consulta «Mercado Diario > Ofertas > Precios límite») y en el web público (página «Mercado Spot > Mercado de electricidad») del operador del mercado.

Estos límites de precio podrán ser revisados y actualizados conforme a la metodología anteriormente citada.

2. Umbrales de notificación de precio de oferta para el mercado diario.

Se establece un umbral de notificación de precio máximo y uno de precio mínimo para las ofertas del mercado diario en la zona MIBEL (España y Portugal).

Los umbrales podrán ser consultados en la web de agentes (consulta «Mercado diario > Ofertas > Precios límite») y en el web público (página «Mercado Spot > Mercado de electricidad») del operador del mercado.

Estos umbrales de notificación podrán ser modificados por el operador del mercado mediante instrucción, previa comunicación a la CNMC.

3. Límites de precio de oferta máximos y mínimos armonizados para el mercado intradiario de subastas y mercado intradiario continuo

De acuerdo con el artículo 10 del Reglamento (UE) 2019/943 de 5 de junio de 2019 y la metodología Harmonised Maximum and mínimum clearing prices for single intraday coupling aprobada por ACER y sus modificaciones, se establecen unos límites máximos y mínimos de precio para los mercados intradiarios en la zona MIBEL (España y Portugal), que se encuentran armonizados a nivel europeo.

Los límites de precio podrán ser consultados en el web de agentes (consulta «Mercado Intradiario > Ofertas > Precios límite» y «Mercado Continuo > Ordenes > Precios límite») y en el web público (página «Mercado Spot > Mercado de electricidad») del operador del mercado.

Estos límites de precio podrán ser revisados y actualizados conforme a la metodología anteriormente citada.

4. Umbrales de notificación de precio de oferta para el mercado intradiario de subastas y mercado intradiario continuo.

Se establece un umbral de notificación de precio máximo y uno de precio mínimo para las ofertas del mercado intradiario de subastas en la zona MIBEL (España y Portugal), y un umbral de notificación de precio máximo y uno de precio mínimo para las ofertas del mercado intradiario continuo en la zona MIBEL (España y Portugal).

Los umbrales podrán ser consultados en el web de agentes (consulta «Mercado Intradiario > Ofertas > Precios límite» y «Mercado Continuo > Ordenes > Precios límite») y en el web público (página «Mercado Spot > Mercado de electricidad») del operador del mercado.

Estos umbrales de notificación podrán ser revisados y modificados por el operador del mercado mediante instrucción, previa comunicación a la CNMC.

5. Umbrales de precio definidos por los operadores de mercado para la realización de una Segunda Casación o «Second Auction».

Conforme a los procedimientos de operación a nivel europeo, si como resultado de la casación del mercado diario el precio de alguna hora en cualquiera de las zonas de precio del mercado ibérico (España o Portugal), está por encima o por debajo de los umbrales de precio establecidos en este capítulo para justificar la realización de la denominada a nivel europeo como Segunda Casación o «Second Auction», el operador del mercado ibérico informará a todos los agentes, mediante un mensaje en la web de agentes, de dicha situación y del lanzamiento de una Segunda Casación con acoplamiento europeo, o del inglés «Second Auction».

Los umbrales de precio armonizados a nivel europeo que inician el proceso de esta Segunda Casación o «Second Auction» para la zona española y portuguesa podrán ser consultados en el web de agentes (consulta «Mercado Diario > Ofertas > Precios límite») y en el web público (página «Mercado Spot > Mercado de electricidad») del operador del mercado.

En caso de la realización de esta Segunda Casación, el operador del mercado ibérico abrirá un nuevo periodo extraordinario de recepción de ofertas a la correspondiente sesión del mercado diario durante el tiempo establecido en los procedimientos de operación a nivel europeo, y será comunicado a los agentes de mercado mediante un mensaje en el web de agentes.

Las ofertas insertadas como válidas de forma previa a este periodo extraordinario y que no sean modificadas ni canceladas durante el mismo, permanecerán válidas y sin cambios de cara a esta Segunda Casación. Aquellos agentes que decidan enviar nuevas ofertas durante este periodo deberán tener en cuenta que los precios de las nuevas ofertas presentadas, deberán estar dentro de los umbrales de precio armonizados a nivel europeo para cada zona de precio MIBEL, en otro caso, serán rechazadas.

Posteriormente al cierre de recepción de ofertas, se realizará un segundo cálculo de la casación del mercado diario, cuyos resultados reemplazarán a los obtenidos en la primera casación.

El resultado de esta Segunda Casación se realizará dentro del acoplamiento de mercados único diario a nivel europeo y, por tanto, afectará a ambas zonas de precio MIBEL (España y Portugal).

Si como resultado de esta Segunda Casación o «Second Auction» se volviera a repetir la situación en que, para alguna hora de alguna de las zonas de precio, se superase de nuevo (por encima o por debajo) los umbrales de precio positivo o negativo definidos anteriormente, no se volverá a repetir la casación, considerándose como válidos estos segundos resultados.

En una situación previamente declarada de desacoplamiento parcial o total en el acoplamiento diario de mercados, no se realizará una segunda casación o «Second Auction» como la descrita en este apartado.

Las disposiciones de la presente Regla reflejan el contenido de los actuales procedimientos de operación a nivel europeo. En caso de modificación de dicho contenido prevalecerá siempre lo dispuesto en tales procedimientos de operación europeos hasta que se produzca la preceptiva actualización de los términos de este Anexo a efectos de recoger la correspondiente modificación. En el momento de que se produzca dicha modificación en los procedimientos de operación europeos, será comunicada a los agentes de mercado.

ANEXO 3

Contrato de adhesión a las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad

De una parte OMI-Polo Español, SA (OMIE).

De otra parte el Agente del Mercado, que se identifica a continuación:

Identificación del Agente del Mercado

1. Nombre o denominación social: ..............................................................................

2. CIF: ..........................................................................................................................

3. Domicilio: .................................................................................................................

4. Representación: D. ................................................................................................, en representación de .............................................................., en virtud de poderes y facultades que expresamente declara válidos, suficientes, vigentes y no revocados.

5. Carácter: (Titular de Unidades de Producción/Comercializador/Consumidor Directo en Mercado/Representante).

6. Relación de unidades de producción: (Solamente aplicable para titulares de unidades de producción).

EXPONEN

Las partes supradichas, al amparo de lo dispuesto en los artículos 28 y 29 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y del artículo 7.1.a) del Real Decreto 2019/1997, por el que se organiza y regula el Mercado de Producción de energía eléctrica acuerdan suscribir el siguiente contrato de adhesión con arreglo a las siguientes

CLÁUSULAS

Primera. Objeto del contrato: aceptación y adhesión a las reglas de funcionamiento del mercado.

Es objeto del presente contrato la adhesión del Agente del Mercado referido anteriormente a las Reglas de Funcionamiento del Mercado.

El Agente en el Mercado declara conocer y aceptar libre, irrevocable e incondicionalmente las Reglas de Funcionamiento del Mercado, así como todos sus términos y condiciones, se compromete a cumplirlas sin reservas, restricciones ni condicionamientos.

En particular, y sin perjuicio de las demás obligaciones que, en su caso, correspondan al Agente del Mercado conforme a lo establecido en la normativa aplicable, el Agente del Mercado declara conocer expresamente y se compromete al cumplimiento de lo establecido en materia de garantías que deben prestar quienes realicen adquisiciones de energía eléctrica y la ejecución de las mismas; las características de las ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica; el formato y los medios de comunicación de las ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica; la determinación del método de casación de ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica, todo ello en los Mercados diario e intradiarios; y la determinación del precio final de la energía eléctrica, su liquidación y pago, así como las correspondientes obligaciones administrativas y fiscales que se deriven de su participación en el Mercado.

Segunda. Confidencialidad.

El Agente del Mercado y el Operador del Mercado se obligan a observar confidencialidad respecto de aquellas informaciones que tengan tal carácter y a las que hayan podido tener acceso como consecuencia de su participación en el Mercado en los términos y con el alcance recogido en las correspondientes Reglas del Mercado.

Tercera. Legislación y jurisdiccion aplicable.

Serán de aplicación al presente contrato de adhesión las Leyes españolas. Las partes acuerdan someter cualesquiera diferencias entre las mismas a los Juzgados y Tribunales de la ciudad de Madrid, con renuncia a cualquier otro juez o tribunal que pudiera resultar competente.

Aceptación por OMI-Polo Español, SA (OMIE), de la adhesión del Agente del Mercado descrito en el encabezamiento de este documento al presente Contrato y a las Reglas de Funcionamiento del Mercado.

OMI-Polo Español, SA (OMIE), domiciliado en la calle Alfonso XI, número 6, 28014 Madrid, acepta la adhesión que formula el Agente del Mercado identificado en el encabezamiento de este documento a las Reglas de Funcionamiento del Mercado, en los términos y condiciones expresados en el presente contrato de adhesión.

.............................................., ......... de .................................... de 202......

El Agente del Mercado OMI-Polo Español (OMIE)

Este documento es de carácter informativo y no tiene valor jurídico.