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I. Antecedentes de hecho
El artículo 7.1 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, establece, en redacción dada por el artículo 3 del Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, que esta Comisión establecerá las metodologías relativas a la prestación de servicios de balance y de no frecuencia del sistema eléctrico. Asimismo, el artículo 14.5 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, establece que esta Comisión determinará qué servicios del sistema se consideran de no frecuencia y de balance, así como su régimen retributivo, diferenciándose aquellos que tengan carácter obligatorio de aquellos potestativos.
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, sentó las bases para la regulación de los servicios de balance y de no frecuencia necesarios para la operación del sistema eléctrico español en sus artículos 19, 21 y 22, incluyendo la resolución de restricciones técnicas.
El desarrollo regulatorio de los servicios de balance se estructura a través del documento de Condiciones relativas al balance, previsto en el artículo 18 del Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico, y aprobado por la CNMC en diciembre de 2019. Los aspectos de detalle se recogen en los procedimientos de operación del sistema.
Mediante oficio de 22 de junio de 2020, la CNMC solicitó a Red Eléctrica de España (REE), en su calidad de operador del sistema, la elaboración de una propuesta de Condiciones aplicables a los servicios de no frecuencia del sistema eléctrico peninsular español, con el propósito de proporcionar a los servicios de no frecuencia, así como a la resolución de restricciones técnicas, una estructura regulatoria adecuada y coherente, semejante a la establecida para los servicios de balance.
Con fecha 25 de junio de 2021 tuvo entrada en la CNMC la propuesta del operador del sistema de Condiciones aplicables a los servicios de no frecuencia y otros servicios para la operación del sistema eléctrico peninsular español (en adelante, Condiciones SNF o CSNF).
La propuesta había sido previamente sometida a consulta pública por el operador del sistema entre el 8 de marzo y el 16 de abril de 2021. La propuesta se acompañó de un informe justificativo, así como de los comentarios de los sujetos interesados y las respuestas del operador del sistema.
Con fecha 6 de mayo 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 Condiciones aplicables a los servicios de no frecuencia y otros servicios para la operación del sistema eléctrico peninsular español». Asimismo, 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.
Con fecha 9 de mayo de 2022, se remitió la propuesta de resolución a la Dirección General de Política Energética y Minas para que aportaran sus comentarios al respecto.
II. Fundamentos de Derecho
El artículo 59 de 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, otorga competencias e impone ciertas obligaciones a las autoridades reguladoras nacionales en materia de desarrollo normativo. En particular, los apartados 1 y 7 de dicho artículo 59 establecen que la autoridad reguladora nacional aprobará los productos y procesos de contratación de servicios auxiliares de no frecuencia; se encargarán de fijar o aprobar como mínimo las metodologías nacionales utilizadas para calcular o establecer las condiciones para la prestación de servicios auxiliares, y los procedimientos para asignar capacidad y gestionar la congestión.
El artículo 14.5 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, en redacción dada por el artículo 3 del Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, establece que esta Comisión determinará qué servicios del sistema se consideran de no frecuencia y de balance, así como su régimen retributivo, diferenciándose aquellos que tengan carácter obligatorio de aquellos potestativos.
El artículo 7 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, relativo 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 de establecer, mediante circular, las metodologías relativas a la prestación de servicios de balance y de no frecuencia del sistema eléctrico que, desde el punto de vista de menor coste, de manera justa y no discriminatoria proporcionen incentivos adecuados para que los usuarios de la red equilibren su producción y consumo.
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, fue publicada en el «Boletín Oficial del Estado» el 2 de diciembre de 2019. Esta Circular sentó las bases para la regulación de los servicios de balance y de no frecuencia necesarios para la operación del sistema eléctrico español, así como la resolución de congestiones a través de las restricciones técnicas, en sus artículos 19 Mercados de balance y resolución de restricciones técnicas, 20 Firmeza y seguridad de los intercambios internacionales, 21 Gestión de la operación del sistema y 22 Emergencia y reposición del servicio.
En términos de procedimiento, el artículo 5 de la citada Circular determina que el operador del sistema eléctrico deberá elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación europea en el ámbito de sus competencias. En este mismo sentido, el artículo 23 de la Circular regula el procedimiento de aprobación de las metodologías y procedimientos en el marco de las competencias asignadas a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, a propuesta de los operadores y aprobadas mediante resolución de la CNMC.
Así pues, compete al operador del sistema proponer los desarrollos regulatorios que resulten necesarios para los servicios a la operación del sistema y a la CNMC su aprobación, previo trámite de audiencia.
Las Condiciones SNF contienen una introducción, en la que se expone la motivación y el contexto legal que las enmarca, y cinco capítulos de articulado.
El Capítulo 1 Consideraciones generales consta de cinco artículos, en los que se describe el objeto y el alcance del documento de Condiciones, la coordinación de éstas con otra regulación aplicable del mismo o mayor rango legal, las definiciones relevantes para la comprensión del texto y los requisitos de datos e información necesarios para su implantación.
El Capítulo 2 Servicios de no frecuencia consta de otros cinco artículos, en los que se identifican y describen los servicios de no frecuencia, se establecen los requisitos para su provisión, las condiciones de su régimen retributivo y la liquidación. Se incluye asimismo un artículo específico de cada servicio al objeto de recoger sus particularidades.
El Capítulo 3 Servicio de restricciones técnicas y otros servicios para la operación del sistema consta de siete artículos, en los que, a grandes rasgos, se recopilan las disposiciones que al respecto de las restricciones contenía el Real Decreto 2351/2004, de 23 de diciembre, por el que se modifica el procedimiento de resolución de restricciones técnicas y otras normas reglamentarias del mercado eléctrico. Ello sin perjuicio de que el texto se adapta a los nuevos requisitos de la regulación europea, como la participación de la demanda y el almacenamiento, así como a otros desarrollos normativos recientes, como la implementación nacional del artículo 40.6 del Reglamento (UE) 2017/1485, la normativa para la implementación nacional del Artículo 40.5 del mismo Reglamento, y el acuerdo sobre el intercambio de información entre el OS y los Gestores de las Redes de Distribución (GRD), conforme al artículo 40.7 del Reglamento (UE) 2017/1485.
A grandes rasgos, en el articulado del capítulo 3 se describen el alcance del servicio de restricciones y el uso de los distintos medios a disposición el operador del sistema, se detalla el proceso de resolución, se establecen los requisitos para la provisión del servicio y las características de las ofertas, así como la retribución y liquidación del servicio.
El Capítulo 4 Suspensión y restauración de las actividades de mercado consta de un único artículo que refiere a las normas aplicables a la suspensión, restauración y liquidación en caso de suspensión de las actividades de mercado.
Finalmente, el Capítulo 5 Consideraciones finales aborda las cuestiones de la entrada en vigor de las Condiciones y su desarrollo de detalle mediante los procedimientos de operación del sistema.
Tercero.1. Consideración general.
Esta Comisión considera necesaria la aprobación de unas Condiciones SNF para completar la estructura normativa aplicable a los servicios de ajuste de balance, de no frecuencia y de restricciones técnicas, cuya regulación corresponde a la CNMC, de acuerdo con el artículo 14.5 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico; el artículo 7 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia; y 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.
Dicha aprobación es igualmente necesaria y urgente para dar cumplimiento, entre otros, a la Directiva (UE) 2019/944 1 y al Reglamento (UE) 2019/943 2, los cuales determinan los principios generales básicos aplicables a los servicios de ajuste y, en particular, promueven la implantación de procedimientos transparentes, no discriminatorios y basados en el mercado, así como la integración y participación de la demanda y el almacenamiento como proveedores de los servicios. Mediante las CSNF y la posterior adaptación de los procedimientos de operación que las desarrollan, se pretende completar la aplicación de dichas normas a la regulación nacional española, en lo relativo a los servicios de ajuste bajo la competencia de la CNMC.
1 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 y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE.
2 Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad.
Esta Comisión valora positivamente la propuesta de CSNF elaborada por el operador del sistema, con las modificaciones introducidas por la CNMC, por cuanto que cumple los objetivos indicados en los párrafos previos. Ello sin perjuicio de que se requiera la adaptación en los procedimientos de operación del sistema para completar de modo efectivo el cumplimiento y que, adicionalmente, pueda ser necesario ajustar posteriormente las CSNF que ahora se aprueban, tanto para dotarlas de mayor contenido como para precisar las características de los servicios.
Esta necesidad de ajuste posterior de las condiciones tiene varias causas. En primer lugar, la futura directriz sobre flexibilidad condicionará aspectos fundamentales de los servicios de no frecuencia y redespachos. Por otra parte, la evolución de los escenarios de crecimiento de las nuevas tecnologías (RECORE, autoconsumo, etc.) es incierta, por ejemplo, porque el episodio de crisis energética del último año ha alterado los incentivos; esto introduce igualmente incertidumbre, tanto en cuales van a ser las futuras necesidades del sistema como en el potencial de los proveedores de servicios. Todo ello aconseja establecer unas CSNF abiertas, que no condicionen innecesariamente el desarrollo de los detalles de los servicios a través de los procedimientos de operación.
No obstante, se considera que estos aspectos no deben impedir la aprobación actual de una primera versión de condiciones, al objeto de poder seguir avanzando en los aspectos que no están en cuestión, como la apertura a la demanda y el almacenamiento del servicio de restricciones técnicas.
Tercero.2. Sobre los servicios de ajuste bajo el ámbito de las CSNF.
Determinar cuáles son los servicios de ajuste de no frecuencia que requiere el sistema eléctrico español y desarrollar las metodologías relativas a su prestación, incluyendo el régimen retributivo, corresponde a la CNMC, de acuerdo con el artículo 14.5 de la Ley 24/2013 3 y el artículo 7 de la Ley 3/2013 4, antes reproducidos. Esta función se ejerce a través de estas Condiciones SNF que, a su vez, desarrollan la Circular 3/2019, y los correspondientes procedimientos de operación del sistema.
3 El artículo 14.5 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, en redacción dada por el artículo 3 del Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, establece que esta Comisión determinará qué servicios del sistema se consideran de no frecuencia y de balance, así como su régimen retributivo, diferenciándose aquellos que tengan carácter obligatorio de aquellos potestativos.
4 El artículo 7 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, relativo 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 de establecer, mediante circular, las metodologías relativas a la prestación de servicios de balance y de no frecuencia del sistema eléctrico que, desde el punto de vista de menor coste, de manera justa y no discriminatoria proporcionen incentivos adecuados para que los usuarios de la red equilibren su producción y consumo.
Aunque no excluye la posibilidad de que pudieran definirse otros localmente, la Directiva (UE) 2019/944 identifica como servicios de no frecuencia los siguientes: el control de tensión en régimen permanente, las inyecciones rápidas de corriente reactiva, la inercia para la estabilidad de la red local, la corriente de cortocircuito, la capacidad de arranque autónomo y la capacidad de funcionamiento aislado.
La propuesta de CSNF remitida por REE a la CNMC en junio de 2021 contempla un único servicio de no frecuencia: el control de la tensión. Prevé, no obstante, la posibilidad de que puedan establecerse posteriormente otros servicios de no frecuencia en el sistema eléctrico español. Sin embargo, esta Comisión considera que pueden incorporarse ya ahora otros servicios de no frecuencia, de entre los previstos por la Directiva (UE) 2019/944.
Mediante escrito de 18 de diciembre de 2018, REE remitió a la CNMC varias propuestas para la implementación del Reglamento (UE) 2017/2196 de la Comisión, de 24 de noviembre de 2017, por el que se establece un código de red relativo a emergencia y reposición del servicio (Reglamento ER). Este paquete incluía, entre otros, los Términos y condiciones para ejercer de proveedor de servicios de reposición, de acuerdo con el artículo 4, apartado 2, letra b del Reglamento ER.
Dado que estas propuestas fueron anteriores a la publicación del paquete de energía limpia, que incluye la Directiva (UE) 2019/944 y el Reglamento (UE) 2019/943, así como a la efectividad de la adecuación de las competencias de la CNMC por el Real Decreto-ley 1/2019, se consideró en aquel momento que esta Comisión no disponía de las competencias necesarias para su aprobación. Por tanto, las citadas propuestas no fueron tramitadas, a excepción de las normas para la suspensión y liquidación en caso de suspensión de las actividades de mercado, cuya aprobación por la CNMC estaba ya prevista en el Reglamento (UE) 2017/2195 sobre el balance eléctrico. Esta metodología fue incorporada a las Condiciones relativas al balance a través de un nuevo procedimiento de operación 3.9.
Sin embargo, tras la publicación del Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a las exigencias derivadas del derecho comunitario, así como el resto de normativa comunitaria citada en el párrafo anterior, esta Comisión es competente para aprobar, entre otros, los términos y condiciones para ejercer de proveedor de servicios de arranque autónomo (reposición). Esto es porque el servicio de arranque autónomo está explícitamente contemplado en la Directiva (UE) 2017/943 como servicio de no frecuencia. Siendo un servicio de no frecuencia, corresponde a la CNMC su regulación, de acuerdo con lo establecido por la Ley 24/2013 y la Ley 3/2013.
En conclusión, sin perjuicio de que pudieran establecerse otros en el futuro, las Condiciones objeto de esta resolución adaptan el marco regulatorio para los servicios de no frecuencia de control de tensión y arranque autónomo en el sistema eléctrico peninsular español.
Adicionalmente a los servicios de no frecuencia, las Condiciones objeto de esta resolución adaptan el marco regulatorio para la resolución de restricciones técnicas en el sistema eléctrico peninsular español.
A este respecto, las CSNF recopilan y adaptan, en lo relativo a la participación de la demanda y el almacenamiento, las disposiciones sobre restricciones técnicas que actualmente recogen el Real Decreto 2351/2004, de 23 de diciembre, y el artículo 10 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, en lo referente a la participación en la Fase II del proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF, establecida en la Resolución de la Secretaría de Estado de Energía de 18 de diciembre de 2015. Todo ello, en desarrollo de la Circular 3/2019 de la CNMC.
Tercero.3. Sobre el carácter obligatorio o potestativo y el régimen retributivo de los servicios.
Además de determinar qué servicios del sistema se considerarán de no frecuencia y de balance, el artículo 14.5 de la Ley 24/2013 prevé también que la CNMC establezca el carácter obligatorio o potestativo, así como el régimen retributivo, de dichos servicios.
Como se ha indicado anteriormente, la regulación europea dispone que la provisión de los servicios se lleve a cabo mediante mecanismos basados en mercado, sin perjuicio de que permite la aplicación de excepciones en caso de cumplirse determinadas condiciones, por ejemplo, el artículo 13 del Reglamento (UE) 2019/943 permite aplicar redespachos no basados en el mercado cuando no exista alternativa, no se disponga de recursos, o la asignación basada en mercado no resulte eficiente en términos económicos, esencialmente, por falta de presión competitiva. Por otra parte, el artículo 40 del mismo reglamento permite exceptuar el uso de mecanismos de mercado para la prestación de los servicios auxiliares de no frecuencia en caso de que la autoridad reguladora haya determinado que la prestación de servicios auxiliares de no frecuencia basada en el mercado no es eficiente en términos económicos.
Respecto a los servicios de no frecuencia, las CSNF contemplan la posibilidad de que puedan prestarse bajo un régimen obligatorio, al menos parcialmente, pero no especifican el alcance de la obligación, ni determinan el modelo retributivo. A este respecto, debe aclararse en primer lugar que el carácter obligatorio no excluye una retribución ni la posibilidad de que la asignación se lleve a cabo mediante un mecanismo de mercado, ya que puede estar referida a una obligación de oferta, por lo que un servicio obligatorio estaría igualmente enmarcado en un contexto competitivo. Para el servicio de control de tensión, se indica que estará compuesto por una prestación mínima obligatoria y una prestación adicional potestativa, pero no se concreta el alcance de la aplicación, que deberá determinarse en los correspondientes procedimientos de operación; para el servicio de arranque autónomo no se determina su carácter y se remite a los procedimientos de operación.
Esta Comisión además de lo argumentado en el expositivo Tercero.1, considera que se requiere el detalle de los procedimientos de operación para poder analizar adecuadamente el impacto del diseño y valorar la propuesta. Por tanto, se ha optado por dejar abiertas distintas opciones en las Condiciones, concretar el modelo durante la tramitación de los correspondientes procedimientos y finalmente equilibrar el contenido de las CSNF en una fase posterior de revisión.
Aunque se ha valorado la posibilidad de retrasar la tramitación de las condiciones hasta finalizar el debate del diseño recogido en los procedimientos, no se ha considerado oportuno, porque este retraso afectaría negativamente a otros aspectos en los que urge avanzar, como la revisión del servicio de resolución de restricciones técnicas.
Por otra parte, en el ámbito de las restricciones técnicas, se mantiene el diseño actual, incorporando a la demanda y el almacenamiento como proveedores del servicio. La participación en la fase 1 del proceso de resolución de restricciones técnicas sería obligatoria para todas las tecnologías e instalaciones asociadas a una localización eléctrica específica. Esta obligación no consiste en poner la capacidad de la instalación a disposición del operador del sistema, sino en la presentación de oferta, por lo que la asignación se lleva a cabo sobre la base de criterios de mercado y tiene asociada una compensación económica.
Se exceptúa de esta regla general de obligatoriedad la resolución de restricciones mediante automatismos, como el Sistema de reducción automática de potencia-SRAP, cuya participación es potestativa, aunque no lleva asociada oferta ni retribución. No obstante, la redacción de las CSNF permitirá también en este caso cierta discreción a los procedimientos de operación en cuando una posible prestación económica.
También es potestativa la participación en la fase 2 de recuadre, cuya asignación se basa en este caso en un criterio puro de mercado, ya que no requiere localización específica. Aun siendo un mero proceso de balance de energía, la participación en la fase 2 exige haber superado las pruebas de habilitación para participar en los servicios de balance de reservas de sustitución (RR) y regulación terciaria (mFRR), a modo de garantía de la capacidad de las instalaciones para gestionar su programa de generación o consumo.
Por último, se exceptúa de la asignación mediante mecanismo de mercado basado en ofertas el caso de la aplicación de redespachos al Programa Diario Base de Funcionamiento que supongan una anulación de programa que, aunque sí perciben una compensación económica, ésta se valora al precio resultante de dicho mercado diario. En este caso, la justificación vendría dada por el carácter zonal de las restricciones técnicas, lo que reduce la competencia efectiva; la recurrencia de la mayoría de los supuestos de restricción, lo que permite anticipar las necesidades del sistema; y la capacidad de muchas instalaciones para influir en la aparición de las restricciones, en particular, en el caso de congestiones a la evacuación. Así, al objeto de evitar comportamientos estratégicos y prácticas anticompetitivas, que serían difícilmente controlables, se considera adecuado mantener la valoración de las anulaciones de programa al precio del mercado diario.
Por cuanto antecede, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
III. Resuelve
Aprobar las Condiciones aplicables a los servicios de no frecuencia y otros servicios para la operación del sistema eléctrico peninsular español.
Estas condiciones producirán efectos a los treinta días de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado», con las salvedades especificadas en el artículo 19 de las mismas para aquellas disposiciones cuya aplicación requiere adaptación de los procedimientos de operación.
La presente resolución, junto con las con Condiciones aplicables a los servicios de no frecuencia y otros servicios para la operación del sistema eléctrico peninsular español, anexas, 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.
La presente resolución se notificará a Red Eléctrica de España, S.A.
Esta resolución agota la vía administrativa, no siendo susceptible de recurso de reposición. Puede ser recurrida, no obstante, ante la Sala de lo Contencioso-Administrativo de la Audiencia Nacional en el plazo de dos meses, de conformidad con lo establecido en la disposición adicional cuarta, 5, de la Ley 29/1998, de 13 de julio.
Madrid, 8 de septiembre de 2022.–El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Miguel Bordiu García-Ovies.
Introducción y contexto legal
(1) Este documento establece las Condiciones aplicables a los servicios de no frecuencia y otros servicios para la operación del sistema eléctrico peninsular español. Este documento fue propuesto por el operador del sistema eléctrico español (TSO), conforme a la solicitud de la Dirección de Energía de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, recogida en Oficio de fecha 24 de junio de 2020, y ha sido posteriormente revisado por dicha Comisión.
(2) De forma similar a las Condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidación responsables del balance en el sistema eléctrico peninsular español, para la adaptación de la normativa española a lo establecido en 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 y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE, y en el Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo de 5 de junio de 2019 relativo al mercado interior de la electricidad, se promueve la creación de unas Condiciones aplicables a los servicios de no frecuencia y otros servicios para la operación del sistema eléctrico peninsular español.
(3) 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, sentó las bases, en sus artículos 19, 21 y 22, para la regulación de los servicios de balance y de los servicios de no frecuencia necesarios para la operación del sistema eléctrico peninsular español, incluyendo la resolución de las restricciones técnicas.
(4) Estas Condiciones tienen en cuenta los principios generales y los objetivos establecidos en la siguiente regulación europea y sus desarrollos:
a) 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 y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE.
b) Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad.
c) Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017 que establece una directriz sobre el balance eléctrico.
d) Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión, de 2 de agosto de 2017, mediante el que se establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad.
e) Reglamento (UE) 2017/2196 de Comisión, de 24 de noviembre de 2017, mediante el que se establece un código de red relativo a emergencia y reposición del servicio.
f) Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión, de 14 de abril de 2016, mediante el que se establece un código de red sobre requisitos de conexión de generadores a la red.
g) Reglamento (UE) 2016/1388 de la Comisión, de 17 de agosto de 2016, mediante el que se establece un código de red en materia de conexión de la demanda.
h) 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.
(5) Estas Condiciones permiten a las instalaciones bajo su ámbito de aplicación ser proveedoras de servicios de no frecuencia y de otros servicios para la operación del sistema, de acuerdo con los criterios recogidos en las mismas y en los procedimientos de operación aplicables a estos servicios.
(6) Estas Condiciones permiten la participación de instalaciones de producción, instalaciones de generación asociadas a autoconsumo, instalaciones de almacenamiento e instalaciones de demanda, así como su agregación, mediante oferta a aquellos servicios que por sus características así lo faculten, bajo las condiciones que se establezcan en las mismas y en los correspondientes procedimientos de operación.
(7) Estas Condiciones permiten la participación de instalaciones hibridadas que incorporen más de una tecnología de generación y/o instalaciones de almacenamiento, bajo las condiciones que se establezcan en la normativa de aplicación y en los correspondientes procedimientos de operación.
Este documento establece las Condiciones aplicables a los servicios de no frecuencia y a otros servicios para la operación del sistema eléctrico peninsular español.
1. Estas Condiciones relativas a los servicios de no frecuencia y otros servicios para la operación del sistema eléctrico peninsular español son de aplicación para todos los proveedores de dichos servicios.
2. Los servicios de prestación potestativa estarán abiertos a todas las instalaciones que cumplan las condiciones requeridas, ya sean instalaciones de producción, de generación asociada a autoconsumo, de demanda o de almacenamiento, incluyendo agregaciones e instalaciones hibridadas.
3. El proveedor de estos servicios será el participante en el mercado que suministra el servicio en base a lo establecido en los procedimientos de operación que los desarrollen.
4. Las posibles condiciones de agregación de las instalaciones para la participación en los servicios serán establecidas en los procedimientos de operación aplicables a cada servicio.
1. Estas Condiciones aplicables a los servicios de no frecuencia y otros servicios para la operación del sistema eléctrico peninsular español han sido sometidas a proceso de consulta pública y trámite de audiencia, de acuerdo con lo indicado en el procedimiento establecido en el artículo 23 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.
2. Estas Condiciones respetan el marco regulatorio establecido por 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 y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE, así como el Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad.
3. Estas Condiciones respetan el marco regulatorio establecido por la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y por 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.
4. Estas Condiciones respetan el marco regulatorio establecido por el Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017 que establece una directriz sobre el balance eléctrico, el Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión, de 2 de agosto de 2017, mediante el que se establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad, el Reglamento (UE) 2017/2196 de Comisión, de 24 de noviembre de 2017, mediante el que se establece un código de red relativo a emergencia y reposición del servicio, el Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión, de 14 de abril de 2016, mediante el que se establece un código de red sobre requisitos de conexión de generadores a la red, el Reglamento (UE) 2016/1388 de la Comisión, de 17 de agosto de 2016, mediante el que se establece un código de red en materia de conexión de la demanda y 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 las congestiones.
5. Estas Condiciones podrán ser revisadas tras la modificación de los mencionados marcos regulatorios de aplicación. Podrán también ser revisadas cuando, a iniciativa del Operador del Sistema (OS) o de la CNMC, así se considere oportuno, bien para la introducción de mejoras en los servicios existentes, o bien para el desarrollo de posibles nuevos servicios que aseguren los medios adecuados para cumplir con las funciones del operador del sistema según establece el artículo 40 de 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 y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE. Dicha revisión se llevará a cabo siguiendo el mismo proceso de consulta y aprobación aplicado al documento original, de acuerdo con lo recogido en la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
A efectos de estas Condiciones, será de aplicación cualquier definición recogida en 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 y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE, en el Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad y en cualquier otra normativa de rango europeo en vigor.
En particular, o adicionalmente, se aplicarán las siguientes definiciones, que se incorporan al objeto de facilitar la comprensión del texto y sin perjuicio de que, en caso de discrepancia o revisión de la norma de origen, prevalecerá esa definición:
(1) Servicios de ajuste del sistema: según establece el artículo 14, punto 5, de la Ley 24/2013, los servicios de ajuste constituyen el conjunto de servicios necesarios para garantizar un suministro adecuado al consumidor. Los servicios de ajuste incluyen los servicios de balance y de no frecuencia definidos por la Directiva (UE) 2019/944, así como el proceso de solución de restricciones técnicas, según se establece en el artículo 1 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.
(2) Servicio de no frecuencia: servicio auxiliar utilizado por un gestor de la red de transporte o de distribución para el control de tensión en régimen permanente, inyecciones rápidas de corriente reactiva, inercia para la estabilidad de la red local, corriente de cortocircuito, capacidad de arranque autónomo y capacidad de funcionamiento aislado, tal y como se define en el artículo 2, punto 49, de la Directiva (UE) 2019/944.
(3) Servicio de control de tensión: según establece el artículo 3, punto 21, del Reglamento (UE) 2017/1485 constituyen el servicio de control de la tensión las medidas de control manuales o automáticas en el nodo de generación, en los nodos terminales de las líneas de AC (Alternating Current) o los sistemas HVDC (High Voltage Direct Current), en los transformadores, u otros medios, cuyo objetivo es mantener el nivel de tensión fijado o el valor de consigna de la potencia reactiva.
(4) Capacidad de arranque autónomo: la capacidad de recuperación de un módulo de generación de electricidad desde su desconexión total, a través de una fuente de energía auxiliar específica sin suministro de energía eléctrica externo 5 a la instalación de generación de electricidad.
5 Sin suministro de energía eléctrica procedente de cualquier fuente externa.
(5) Módulo de generación de electricidad: un módulo de generación de electricidad síncrono o un módulo de parque eléctrico, siendo un módulo de generación de electricidad síncrono un conjunto indivisible de instalaciones que pueden producir energía eléctrica de forma tal que la frecuencia de la tensión generada, la velocidad del generador y la frecuencia de la tensión de la red se mantengan con una relación constante y, por tanto, estén sincronizadas; y un módulo de parque eléctrico (MPE) una unidad o un conjunto de unidades que genera electricidad, que está conectado de forma no síncrona a la red o que está conectado mediante electrónica de potencia, y que además dispone de un solo punto de conexión a una red de transporte, una red de distribución, incluidas las redes de distribución cerradas, o un sistema HVDC. Todo ello de acuerdo con las definiciones del artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/631.
(6) Restricción técnica: cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situación de la red de transporte, de la red de distribución, del sistema eléctrico español o de los sistemas eléctricos vecinos que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro establecidas reglamentariamente, requiera, a criterio técnico del operador del sistema (OS), del gestor de la red de distribución (GRD) o de los operadores de los sistemas eléctricos vecinos, la modificación de los programas de unidades de programación del sistema eléctrico peninsular español mediante la aplicación de redespachos de energía, el establecimiento de limitaciones de programa mínimo, máximo, o ambos, sobre los programas de las unidades de programación o bien sobre los desgloses de programa de las unidades físicas que las componen, así como posibles modificaciones topológicas de la red de transporte que, actuando sobre los flujos de potencia activa o reactiva, permitan resolver dichas incidencias.
(7) Redespacho: medida, incluida la reducción, activada por el gestor de la red de transporte y, en su caso, por los gestores de las redes de distribución, a través de la alteración de la generación, el diagrama de carga, o ambos, a fin de modificar los flujos físicos del sistema eléctrico y aliviar una congestión física o asegurar de otra manera la seguridad del sistema, tal y como se define en el artículo 2, punto 26, del Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado interior de la electricidad.
(8) Prioridad de despacho: despacho de las centrales generadoras con arreglo a criterios diferentes del orden económico de las ofertas, dando prioridad al despacho de determinadas tecnologías de generación, tal y como se define en el artículo 2, punto 20, del Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado interior de la electricidad.
(9) Participante en el mercado: persona física o jurídica que compra, vende o genera electricidad, que participa en la agregación o que es un gestor de la participación activa de la demanda o de los servicios de almacenamiento de energía, incluida la emisión de órdenes de negociación, en uno o varios de los mercados de la electricidad incluyendo los mercados de balance, tal y como se define en el artículo 2, punto 25, del Reglamento (UE) 2019/943, relativo al mercado interior de electricidad.
(10) Centro de control de generación y demanda habilitado por el operador del sistema: interlocutor con el operador del sistema remitiéndole la información en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la seguridad y fiabilidad del sistema eléctrico.
1. Los intercambios de información de los participantes en el mercado o de las instalaciones a las que les son de aplicación estas Condiciones serán los definidos en las especificaciones para la implementación nacional del artículo 40.6 del Reglamento (UE) 2017/1485 y en la normativa para la implementación nacional del artículo 40.5 del mismo Reglamento, en los procedimientos de operación que establecen los requisitos sobre el intercambio de información con el operador del sistema y en la normativa específica que sea de aplicación para la provisión de cada servicio.
2. Las instalaciones que presten servicios de no frecuencia y otros servicios para la operación del sistema deberán enviar telemedidas en tiempo real, de acuerdo con lo definido en la normativa a la que se hace referencia en el apartado 1 del presente artículo.
3. El operador del sistema eléctrico español pondrá a disposición de los correspondientes gestores de las redes de distribución (GRD), si no lo han recibido directamente, los datos estructurales de las instalaciones, los datos de telemedidas en tiempo real y los desgloses en unidades físicas con localización eléctrica específica, de los programas de entregas y tomas de energía de las unidades de programación, cuando la instalación o instalaciones que compongan la unidad de programación estén conectadas a la red de distribución objeto de su gestión o a la red observable de dichos gestores de las redes de distribución (GRD). Ello se realizará de acuerdo con lo previsto en las especificaciones para la implementación nacional del artículo 40.6 del Reglamento (UE) 2017/1485, en la normativa para la implementación nacional del artículo 40.5 del mismo Reglamento, y en el acuerdo sobre el intercambio de información entre el OS y los GRD, conforme al artículo 40.7 del Reglamento (UE) 2017/1485, mediante el que se establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad.
4. El operador del sistema publicará la información que se considere relevante para garantizar un adecuado nivel de transparencia respecto al funcionamiento, asignación y coste de los servicios bajo el ámbito de estas Condiciones, con el grado de detalle, periodicidad y criterios que se establezcan en los procedimientos de operación.
1. Serán considerados como servicios de no frecuencia del sistema eléctrico peninsular español el servicio de control de tensión y el servicio de arranque autónomo. Podrán establecerse con posterioridad otros servicios de no frecuencia, de entre los contemplados en la Directiva (UE) 944/2019, en caso de considerarlo así necesario, al objeto de garantizar el cumplimiento de los criterios de fiabilidad, seguridad y calidad de suministro, servicios que se desarrollarían en una futura revisión de estas Condiciones.
2. Los servicios de no frecuencia podrán ser obligatorios o potestativos, según se establece en los correspondientes artículos de estas condiciones. Se considerarán servicios de no frecuencia obligatorios aquéllos cuya naturaleza o circunstancias requiera la participación de todas las instalaciones conectadas a la red para garantizar la seguridad y calidad del suministro eléctrico, bien sea mediante obligación de prestación o de oferta. Se considerarán servicios de no frecuencia potestativos aquéllos en los que un proveedor decida voluntariamente participar, previa superación del correspondiente proceso de habilitación, sin perjuicio de que la participación mediante oferta pueda ser obligatoria para los proveedores habilitados.
3. La descripción técnica de cada servicio, las condiciones específicas de participación de los proveedores, el alcance de la prestación obligatoria y de la prestación potestativa, incluyendo en su caso, las condiciones de contratación a terceros, así como la retribución y penalizaciones que puedan ser de aplicación, serán desarrolladas, además de en estas condiciones, en el procedimiento de operación aplicable al servicio de no frecuencia correspondiente.
4. Cuando en aplicación del artículo 23 de la Circular 3/2019 el operador del sistema proponga el desarrollo de alguno de los servicios regulados por estas Condiciones sobre la base de una participación obligatoria y no basada en mercado, dicha propuesta deberá ir acompañada de un análisis coste beneficio que valore, desde una perspectiva de eficiencia económica, al menos dos alternativas al diseño propuesto, una de ellas con prestación voluntaria y asignación con mecanismo de mercado, justificando de forma razonada por qué se descarta dicha opción.
5. Los servicios de no frecuencia de prestación obligatoria podrán contemplar la aplicación de exenciones para determinadas instalaciones. La concesión de estas exenciones deberá estar debidamente justificada y autorizada. Complementariamente, se establecerán periodos de moratoria en las obligaciones y penalizaciones, que serán proporcionales a las necesidades de adaptación de las instalaciones.
6. La parte potestativa de los servicios bajo el ámbito de estas Condiciones, así como la parte obligatoria cuando dicha obligatoriedad se refiera a la presentación de oferta, será prestada bajo condiciones de mercado y criterios de transparencia y no discriminación. Estas condiciones y criterios serán recogidos en los procedimientos de operación correspondientes, teniendo en cuenta las posibles excepciones que se puedan establecer al amparo de lo recogido en el apartado 5 del artículo 40 de la Directiva (UE) 2019/944.
7. Los titulares de instalaciones habilitadas para la prestación de servicios de no frecuencia establecidos bajo condiciones de mercado realizarán ofertas al operador del sistema, haciendo constar en ellas los conceptos, cantidades y precios ofertados en los términos que se establezcan en los correspondientes procedimientos de operación.
1. La provisión de servicios de no frecuencia al sistema y su correspondiente liquidación se realizará con carácter general por unidad de programación, teniendo en cuenta aquellas particularidades que se determinen en los artículos específicos de estas Condiciones o en el correspondiente procedimiento de operación.
2. Cada una de las unidades físicas integradas en las unidades de programación proveedoras de servicios de no frecuencia deberán estar asociadas a una localización eléctrica específica, conforme a los criterios de organización que se establezcan en el procedimiento de operación correspondiente.
3. La provisión de los servicios de no frecuencia de carácter potestativo requerirá disponer de la correspondiente habilitación del operador del sistema o del gestor de la red de distribución correspondiente en base a lo establecido en el procedimiento de operación que sea de aplicación.
4. Las pruebas de habilitación para participar en cada uno de los servicios de no frecuencia de carácter potestativo serán recogidas en los procedimientos de operación correspondientes.
5. La instalación o la agregación de instalaciones que forme parte de una unidad de programación proveedora de servicios de no frecuencia de carácter potestativo deberá contar con la autorización expresa del operador del sistema, o en su caso, del gestor de la red de distribución correspondiente, para la consideración a todos los efectos de su participación en el servicio de no frecuencia que corresponda.
6. Los recursos se asignarán entre las instalaciones proveedoras del correspondiente servicio de no frecuencia en función de los criterios y condiciones establecidas en los procedimientos de operación que los desarrollen.
1. La liquidación y comunicación de las obligaciones de pago y derechos de cobro derivados de la prestación de servicios de no frecuencia y en su caso del incumplimiento de dicha prestación, se realizará conforme a lo establecido en los artículos específicos de estas Condiciones, así como en los procedimientos de operación.
2. La prestación de servicios, con entrega efectiva, en condiciones no de mercado podrá llevar asociada una retribución que facilite cubrir los costes operativos y/o de inversión provocados por dicha prestación, así como penalizaciones en caso de incumplimiento. La aplicación de exenciones, aunque sea parcial, conllevará la pérdida del derecho a dicha retribución, en la medida en que evite incurrir en el coste correspondiente.
3. Los costes netos que se deriven de la prestación de los servicios de no frecuencia en el sistema eléctrico peninsular español serán sufragados por los titulares de las unidades de adquisición, en proporción a sus consumos medidos en barras de central, sin perjuicio de que pueda preverse otro modo de financiación para la retribución prevista en el párrafo anterior. El consumo de energía activa asociado a la prestación de un servicio de no frecuencia, con entrega efectiva, podrá no ser considerado a efectos del reparto del coste, en las condiciones que se establezcan en los procedimientos de operación que desarrollen el correspondiente servicio.
4. Quedan exceptuadas de esta asignación de costes las unidades de adquisición correspondientes a instalaciones de almacenamiento, las unidades de toma de energía por productores para consumos propios, así como las unidades de adquisición cuyo destino sea el suministro fuera del sistema eléctrico español.
5. Los ingresos netos que se puedan derivar de los pagos por los incumplimientos de los servicios de no frecuencia se destinarán a minorar el coste del servicio.
1. De acuerdo con la definición dada por el Reglamento (UE) 2017/1485, forman parte del control de tensión el conjunto de medidas de control en elementos del sistema cuyo objetivo es mantener en las redes de transporte y distribución el perfil de tensiones dentro de los rangos de valores admisibles establecidos reglamentariamente y que permitan mantener el sistema en un estado seguro de acuerdo con los criterios de seguridad regulados en la normativa de aplicación vigente.
2. El control de tensión es un servicio de no frecuencia compuesto por una prestación mínima obligatoria y una prestación adicional potestativa basada en mecanismos de mercado. La participación mínima obligatoria podrá ser prestación de entrega o presentación de oferta obligatoria, con el alcance que se determine en la normativa correspondiente.
3. El servicio de control de tensión se desarrolla normativamente en el procedimiento de operación correspondiente. Este servicio de no frecuencia será de aplicación a las instalaciones de producción, las instalaciones de generación asociadas a autoconsumo, las instalaciones de almacenamiento, las instalaciones híbridas de las anteriores, y a las instalaciones de demanda, según se establece en los siguientes apartados de este artículo.
4. El control del cumplimiento de la prestación del servicio de control de tensión se realizará conforme a lo establecido en el procedimiento de operación correspondiente.
5. El operador del sistema y los gestores de la red de distribución deberán asegurar valores de tensión dentro de los rangos de variación admisibles en la red bajo su gestión, de acuerdo con la normativa de aplicación.
6. Los rangos de funcionamiento obligatorio para los proveedores del servicio se definirán en el procedimiento de operación correspondiente teniendo en cuenta los requisitos técnicos establecidos en el Reglamento (UE) 2016/631, en el Real Decreto 647/2020, en la Orden TED/749/2020, en el Real Decreto 413/2014 o en cualquier otra normativa que les resulte de aplicación.
El incumplimiento de los requisitos de prestación obligatoria conllevará las obligaciones de pago contempladas en la normativa de aplicación.
7. Las instalaciones que deseen ofrecer la prestación adicional potestativa del servicio de control de tensión deberán superar las pruebas de habilitación para participar en los mercados zonales de capacidad reactiva adicional y les serán de aplicación los mecanismos de retribución y de incentivación de la correcta prestación del servicio que se establezcan en los procedimientos de operación. Igualmente, en caso de establecerse un mecanismo de retribución para la prestación mínima obligatoria, podrán requerirse pruebas a las instalaciones que deseen percibirla.
8. Las asignaciones de capacidad reactiva por la prestación del servicio en condiciones de mercado serán liquidadas al precio de la oferta y su incumplimiento conllevará una penalización que será establecida en los procedimientos de operación.
1. Según dispone el Reglamento (UE) 2017/2196 de la Comisión, de 24 de noviembre de 2017, por el que se establece un código de red relativo a emergencia y reposición del servicio, cada gestor de la red de transporte debe elaborar planes de reposición que recojan todas las medidas necesarias para la reposición del sistema de manera ordenada, rápida, segura y eficaz, estableciendo las prioridades de actuación y las formas de coordinación con los GRT vecinos.
2. Como parte de los planes de reposición, el servicio de arranque autónomo viene definido por el artículo 2 de la Directiva (UE) 2019/944 como un servicio auxiliar de no frecuencia.
3. Los criterios que deberán cumplir los proveedores del servicio de arranque autónomo, tanto en el ámbito de los requisitos técnicos necesarios para su precalificación como el procedimiento de asignación del servicio, así como los aspectos relativos a la coordinación e intercambios de información del operador del sistema y de los gestores de la red de distribución, se establecerán en los procedimientos de operación correspondientes.
4. Los mecanismos de retribución y de incentivación de la correcta prestación del servicio se establecerán en los procedimientos de operación correspondientes.
1. Se establece el servicio de restricciones técnicas, adicional a los de no frecuencia, que requiere el sistema eléctrico peninsular español para su operación, en las debidas condiciones de seguridad, garantía y calidad del suministro, de acuerdo con lo establecido en el Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión, de 2 de agosto de 2017, por el que se establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad.
2. En situaciones de alerta y emergencia para garantizar la cobertura de la demanda, el OS podrá aplicar otras medidas específicas de operación, establecidas en los procedimientos de operación vigentes. Los criterios de transparencia aplicables en estas situaciones serán establecidos en los procedimientos de operación que regulan el intercambio de información del OS.
1. El servicio de restricciones técnicas se desarrolla en los procedimientos de operación bajo mecanismos de mercado, transparencia y no discriminación.
2. Para la identificación de las restricciones técnicas, el OS tendrá en consideración los criterios de funcionamiento y seguridad para la operación aplicables al sistema eléctrico peninsular español establecidos en los procedimientos de operación.
3. Para la solución de las restricciones técnicas el OS podrá aplicar las siguientes medidas: maniobras topológicas en la red de transporte, limitaciones de entregas y/o tomas de energía por seguridad del sistema y redespachos de energía por restricciones técnicas, entre otras.
4. Los redespachos de energía por restricciones técnicas tendrán en consideración los criterios establecidos en los artículos 12 y 13 del Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad, y en la normativa que se pueda desarrollar para su implementación nacional (prioridad de despacho).
5. Los redespachos de energía podrán ser firmes una vez hayan sido aplicados conforme a lo dispuesto en los artículos siguientes y a lo que se establezca en el procedimiento de operación correspondiente.
1. El operador del sistema identificará las restricciones técnicas que pudieran afectar a la ejecución de los programas de entregas y tomas de energía, establecidos libremente por los distintos participantes en el mercado, una vez tenidas en consideración las posibles medidas correctoras que puedan ser aplicables en tiempo real, y establecerá las limitaciones sobre los programas de las unidades de programación o, en caso necesario, sobre los desgloses de programa en las distintas unidades físicas que las componen, para solucionar las restricciones técnicas identificadas y/o para evitar que puedan identificarse nuevamente restricciones técnicas, tras la participación de las unidades de programación en los siguientes mercados.
2. El operador del sistema recibirá de los gestores de las redes de distribución, así como de los operadores de los sistemas eléctricos vecinos, solicitudes de aplicación de posibles limitaciones de programa que deban ser aplicadas sobre unidades de programación o unidades físicas del sistema eléctrico peninsular español, para la solución de las restricciones técnicas identificadas en la red objeto de su correspondiente gestión, de acuerdo con lo previsto en el correspondiente procedimiento de operación.
3. El operador del sistema determinará las limitaciones estrictamente necesarias para cumplir con los criterios de seguridad establecidos en los procedimientos de operación que deban aplicarse sobre las unidades de programación y/o sobre las distintas unidades físicas que componen la unidad de programación. Estas limitaciones serán aplicadas de acuerdo a lo que se establezca en el correspondiente procedimiento de operación.
4. Las limitaciones aplicadas sobre unidades de programación y/o sobre las unidades físicas que las componen, podrán dar lugar a la modificación de los programas de las unidades de programación, mediante la generación de redespachos de energía, de acuerdo con lo que se establezca en el correspondiente procedimiento de operación.
5. En el caso de que para resolver la restricción técnica existan varias alternativas técnicamente equivalentes, el operador del sistema adoptará la de menor sobrecoste para el sistema, en base a las ofertas presentadas al proceso de solución de restricciones técnicas, pudiéndose establecer en el procedimiento de operación correspondiente criterios adicionales para la selección de la solución a aplicar entre las posibles soluciones técnicas que tengan asociado un mismo sobrecoste.
6. El operador del sistema podrá recoger en el procedimiento de operación correspondiente mecanismos basados en criterios económicos para el reparto de la capacidad de evacuación entre las distintas unidades de programación, cuando dicha capacidad se encuentre limitada.
7. El proceso de solución de restricciones técnicas del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) aplicará al horizonte de programación correspondiente al día siguiente y constará de dos fases:
En la primera fase, el operador del sistema establecerá las limitaciones y modificaciones de programa necesarias para la resolución de las restricciones técnicas identificadas en el programa PDBF.
En la segunda fase, el operador del sistema realizará las modificaciones de programa necesarias para obtener un programa equilibrado en generación y demanda, respetando en todo caso, las limitaciones por seguridad del sistema que se hayan establecido en la primera fase de este proceso.
Las modificaciones de programa aplicadas sobre unidades de programación o sobre unidades físicas concretas se considerarán firmes tras la publicación del Programa Diario Viable Provisional (PDVP).
8. El proceso de solución de restricciones técnicas en tiempo real se realizará de forma continua tras la publicación del PDVP correspondiente a la programación del día siguiente, aplicándose también para garantizar la seguridad en el propio día en curso.
Las limitaciones por seguridad establecidas en el proceso de solución de restricciones técnicas en tiempo real no se considerarán firmes, pudiendo establecerse en los procedimientos de operación compensaciones económicas aplicables en caso de modificación o anulación de dichas limitaciones.
9. Los redespachos de energía y, en su caso, los arranques de elementos de producción que no requieran de un redespacho de energía para el cambio de su modo de funcionamiento, de las unidades de programación que se establezcan para la solución de restricciones técnicas serán retribuidos de acuerdo con la oferta de restricciones técnicas presentada a este proceso, excepto en el caso de las reducciones de los programas establecidas por razones de seguridad del sistema en la primera fase del proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF, que serán valoradas al precio marginal resultante en el mercado diario para el periodo de contratación correspondiente. Se podrán establecer penalizaciones para incentivar el adecuado cumplimiento de las limitaciones establecidas por razones de seguridad del sistema, sobre las unidades de programación y/o sobre las unidades físicas, según corresponda.
10. En los procedimientos de operación se desarrollarán los criterios generales recogidos en estas Condiciones y se establecerán también los criterios de carácter técnico e instrumental que sean necesarios para la adecuada ejecución de lo dispuesto en estas Condiciones. Entre estos criterios de carácter técnico se podrá contemplar la aplicación de condiciones de rampas de variación y de mantenimiento de potencia, cuando así lo requiera la seguridad del suministro eléctrico.
1. Todas las instalaciones o conjunto de instalaciones de producción, de generación asociada a autoconsumo, de demanda asociadas a una localización eléctrica específica y de almacenamiento del sistema eléctrico peninsular español, deberán participar de forma obligatoria en el proceso de solución de restricciones técnicas, para garantizar la seguridad del sistema eléctrico.
2. En la primera fase del proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF y en el proceso de solución de restricciones técnicas en tiempo real quedarán exentas de participar las importaciones de energía desde los sistemas eléctricos externos en los que esté implantado un sistema coordinado de gestión de la capacidad de intercambio.
3. En la segunda fase del proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF participarán todas las unidades de programación que hayan superado las pruebas de habilitación para la participación en los servicios de balance de regulación terciaria y de provisión de energía procedente de reservas de sustitución, y todas aquellas unidades de programación que estuvieran ya habilitadas para participar en la segunda fase del proceso de solución de restricciones técnicas del PDBF en una fecha anterior a la de entrada en vigor de estas Condiciones.
4. Todas las unidades físicas integradas en unidades de programación proveedoras del servicio de solución de restricciones técnicas deberán disponer de telemedidas asociadas, según se establece en las metodologías que desarrollan los artículos 40.5 y 40.6 del Reglamento (UE) 2017/1485, y se detalla en los procedimientos de operación de aplicación a estos efectos.
1. Todas las unidades de programación participantes en el proceso de solución de restricciones técnicas presentarán ofertas para la modificación de los programas de entregas y/o tomas de energía de acuerdo con lo que se establezca en el procedimiento de operación correspondiente.
2. Con carácter general, dichas ofertas serán ofertas simples de energía y precio. No obstante, lo anterior, se podrá establecer la existencia de términos específicos, así como de condiciones complejas, para dichas ofertas, de acuerdo con lo que se defina en el procedimiento de operación correspondiente.
3. Las ofertas presentadas al proceso de solución de restricciones técnicas correspondientes a la modificación de los programas de entregas y/o tomas de energía tendrán en cuenta, en su caso, los recursos de sus correspondientes fuentes de energía primaria y/o sus mejores previsiones de consumo y/o de recurso almacenado.
1. La liquidación y comunicación de las obligaciones de pago y derechos de cobro derivados del proceso de solución de restricciones técnicas y, en su caso, del incumplimiento de dicha prestación, se realizará conforme a lo establecido en estas Condiciones y en los procedimientos de operación correspondientes.
2. Los costes debidos a las modificaciones de programa realizadas para la solución de restricciones técnicas en el sistema eléctrico español serán sufragados por los titulares de unidades de adquisición, en proporción a sus consumos medidos en barras de central en el período de programación correspondiente. El consumo que haya sido programado como un redespacho para la solución de restricciones técnicas no será considerado a efectos del reparto del coste, en las condiciones que se establezcan en los procedimientos de operación.
3. Quedan exceptuadas de esta asignación de costes las unidades de adquisición correspondientes a instalaciones de almacenamiento, las unidades de toma de energía por productores para consumos propios y las unidades de adquisición cuyo destino sea el suministro fuera del sistema eléctrico español.
4. Los costes debidos a las modificaciones de programa realizadas para la solución de restricciones técnicas en los sistemas eléctricos vecinos podrán ser sufragados en su totalidad o en parte por el sistema eléctrico vecino solicitante, de acuerdo con lo que se establezca en los correspondientes procedimientos de operación.
1. Se consideran sistemas de reducción de carga a los automatismos de teledisparo o sistemas de reducción automática de potencia que, ante una determinada contingencia, podrán dar lugar, de forma automática, a la pérdida completa o parcial de la producción de la unidad que tenga habilitado estos sistemas de reducción de carga.
2. Los sistemas de reducción de carga permiten resolver las restricciones técnicas identificadas ante la ocurrencia de una contingencia mediante la reducción automática de las entregas o tomas de energía de las instalaciones.
3. La instalación o habilitación de sistemas de reducción de carga es voluntaria y deberá solicitarse al OS conforme a lo que se establezca en el correspondiente procedimiento de operación.
4. Los sistemas de reducción de carga no llevarán asociados mecanismos de retribución, salvo que así se disponga en los procedimientos de operación para algún caso particular en que se considere necesario.
5. La predisposición de los sistemas de reducción de carga de aquellas instalaciones habilitadas que contribuyan a una misma congestión en la red de transporte se basará en criterios transparentes y no discriminatorios, conforme a lo que se establezca en el procedimiento de operación correspondiente.
6. Los sistemas de reducción de carga podrán contar con un seguimiento de la respuesta de las instalaciones, que incentive su correcto cumplimiento. La gestión de los posibles incumplimientos podrá establecerse en el procedimiento de operación correspondiente.
La liquidación en caso de suspensión de las actividades de mercado objeto de estas condiciones, se realizará conforme a lo establecido en el procedimiento de operación correspondiente.
1. El detalle necesario para la aplicación de lo dispuesto en estas Condiciones se recoge en los procedimientos de operación del sistema. Entre otros, los relativos a los servicios de no frecuencia, al proceso de solución de restricciones técnicas y a liquidaciones.
2. La puesta en marcha de un mecanismo competitivo en el ámbito del servicio de no frecuencia de control de tensión, así como el nuevo servicio de arranque autónomo, requieren la aprobación previa o modificación de varios procedimientos de operación. El operador del sistema deberá someter a consulta pública las propuestas necesarias, que no hayan sido ya remitidas a la CNMC, antes de transcurridos doce meses desde la publicación en el «Boletín Oficial del Estado» de estas Condiciones.
3. La participación de la demanda, el almacenamiento y las instalaciones de carácter híbrido en los servicios de no frecuencia, y en el proceso de solución de restricciones técnicas, requiere una adaptación previa de los procedimientos de operación que desarrollan estos servicios. El operador del sistema deberá someter a consulta pública las propuestas de adaptación de los procedimientos de operación antes de transcurridos seis meses desde la publicación en el «Boletín Oficial del Estado» de estas Condiciones, así como remitir la propuesta para aprobación antes de transcurridos doce meses desde la publicación en el «Boletín Oficial del Estado» de estas Condiciones.
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