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RESOLUCI脫N de 15 de febrero de 1999, de la Secretar铆a de Estado de Industria y Energ铆a, por la que modifican las reglas de funcionamiento del Mercado de Producci贸n de Energ铆a El茅ctrica y se prorroga la vigencia del contrato de adhesi贸n a dichas reglas.

Regla 1 - Regla 2 - Regla3 - Regla 4 - Regla 5 - Regla 6 - Regla 7 - Regla 8 - Regla 9 - Regla 10 - Regla 11 - Regla 12 - Regla 13 - Regla 14 - Regla 15 - Regla 16 - Regla 17 - Regla 18 - Regla 19 - Regla 20 - Regla 21 - Regla 22 - Regla 23 - Regla 24 - Regla 25 - Regla 26 - Regla 27 - Regla 28 - Regla 29 - Regla 30

Por Resoluci贸n de 30 de junio de 1998 de la entonces Secretar铆a de Estado de Energ铆a y Recursos Minerales (芦Bolet铆n Oficial del Estado禄 n煤mero 169, de 16 de julio), fueron aprobadas las reglas de funcionamiento del Mercado de Energ铆a El茅ctrica y el contrato de adhesi贸n a dichas reglas que fueron prorrogadas por Resoluci贸n de esta Secretar铆a de Estado de 29 de diciembre de 1998.

Vista la propuesta de la Compa帽铆a Operadora del Mercado Espa帽ol de Electricidad para la modificaci贸n de las vigentes reglas de funcionamiento del Mercado de Energ铆a El茅ctrica, de acuerdo con el apartado 3 del art铆culo 27 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica.

Teniendo en cuenta que los desarrollos reglamentarios habidos desde la aprobaci贸n de las reglas, en particular en lo que se refiere a la regulaci贸n de los agentes externos y la retribuci贸n de la garant铆a de potencia, as铆 como la experiencia acumulada por el funcionamiento del mercado, resulta aconsejable la modificaci贸n de las citadas reglas de funcionamiento del mercado para adecuarlas a la legalidad vigente y mejorar algunos aspectos de las mismas.

Teniendo en cuenta que no resulta necesario modificar el contrato de adhesi贸n a dichas reglas.

En su virtud, esta Secretar铆a de Estado ha resuelto:

Primero.- Aprobar las reglas de funcionamiento del Mercado de Producci贸n de Energ铆a El茅ctrica que figuran en el anexo de la presente Resoluci贸n.

Segundo.- Derogar el anexo I de la Resoluci贸n de 30 de junio de 1998 de la entonces Secretar铆a de Estado de Energ铆a y Recursos Minerales por la que se aprobaron las reglas de funcionamiento del Mercado de Producci贸n de Energ铆a El茅ctrica y el contrato de adhesi贸n a dichas reglas.

Tercero.- Prorrogar la vigencia del anexo II de la Resoluci贸n citada en el punto anterior.

Cuarto.- La presente Resoluci贸n pone fin a la v铆a administrativa de acuerdo con lo establecido en la Ley 30/1992, de 26 de noviembre de R茅gimen Jur铆dico de las Administraciones P煤blicas y del Procedimiento Administrativo Com煤n, y en la Ley 6/1997, de 14 de abril, de Organizaci贸n y Funcionamiento de la Administraci贸n General del Estado.

Madrid, 15 de febrero de 1999.

REGLAS DE FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO DE PRODUCCION DE ENERGIA ELECTRICA

PREAMBULO

I. En virtud de los art铆culos 32 y 33 de la Ley del Sector El茅ctrico el operador del mercado asume, con el fin de asegurar el correcto funcionamiento del sistema el茅ctrico, las funciones necesarias para realizar la gesti贸n econ贸mica referida al eficaz desarrollo del mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica y, en particular, la gesti贸n del sistema de ofertas de compra y venta de energ铆a el茅ctrica.

II. El art铆culo 19.3 de la Ley del Sector El茅ctrico, establece que los titulares de unidades de producci贸n, los transportistas, los distribuidores, los comercializadores y los consumidores cualificados deben adherirse a las condiciones que conjuntamente establezcan el operador del mercado y el operador del sistema para la realizaci贸n de las operaciones de liquidaci贸n y pago de la energ铆a, que ser谩n p煤blicas, transparentes y objetivas.

III. El Real Decreto 2019/1997 de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica, establece que para adquirir la condici贸n de agentes del mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica, los productores y autoproductores de energ铆a el茅ctrica, los agentes externos que realicen la incorporaci贸n a las redes de transporte y distribuci贸n nacionales de energ铆a procedente de otros sistemas exteriores, los distribuidores, comercializadores y los consumidores cualificados, deber谩n haberse adherido expresamente a las reglas y condiciones de funcionamiento y liquidaci贸n del mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica establecidas por el operador del mercado, en el correspondiente Contrato de Adhesi贸n.

IV. Para realizar la gesti贸n econ贸mica referida al eficaz desarrollo del mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica 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 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector El茅ctrico y del Real Decreto 2019/1997 de 26 de diciembre, y a ellas se adhieren expresamente los compradores y vendedores en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica por medio de la suscripci贸n del correspondiente Contrato de Adhesi贸n.

V. El mercado de producci贸n se estructura en el mercado diario de producci贸n, mercado intradiario, mercado de servicios complementarios y contratos bilaterales f铆sicos de acuerdo con el art铆culo 2 del Real Decreto 2019/1997. Los agentes del mercado act煤an como compradores y vendedores en el mercado diario y en el intradiario. Adem谩s, pueden suscribir contratos bilaterales f铆sicos, cuya ejecuci贸n comunicar谩n al operador del mercado antes del cierre de la sesi贸n del mercado diario en caso de afectar a las interconexiones internacionales, y tras realizarse la casaci贸n del mercado diario en caso de no afectar. Finalmente, tambi茅n pueden ser oferentes en el mercado de servicios complementarios cuando se trate de servicios potestativos y en las condiciones que se establecen en los Procedimientos de Operaci贸n del Sistema y, a efectos de liquidaci贸n, en estas Reglas.

CAPITULO PRIMERO

Reglas generales

Regla 1陋 Alcance de las Reglas del mercado y objeto del contrato de adhesi贸n.

De conformidad con lo establecido en el Real Decreto 2019/1997, las Reglas de Funcionamiento del Mercado contienen los procedimientos y condiciones de car谩cter general que resultan necesarios para el eficaz desarrollo del mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica, y espec铆ficamente para el mercado diario e intradiario su gesti贸n econ贸mica y la participaci贸n en el mismo de los sujetos que realizan actividades destinadas al suministro de energ铆a el茅ctrica y los consumidores cualificados, y, en particular, sobre:

a) La definici贸n, desarrollo y funcionamiento de los sistemas inform谩ticos necesarios para garantizar la transparencia en las transacciones que se realicen en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica y que incluyen:

-la presentaci贸n de ofertas de venta y adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica;

-el procedimiento de casaci贸n, en el mercado diario e intradiario, de las ofertas de venta y adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica;

-la determinaci贸n y comunicaci贸n a los agentes del mercado y al operador del sistema de los resultados de la casaci贸n de las ofertas en los mercados diario e intradiario;

-la determinaci贸n y comunicaci贸n a los agentes del mercado y al operador del sistema del programa diario base de funcionamiento derivado de la casaci贸n en el mercado diario, de los contratos bilaterales f铆sicos comunicados por los agentes, y los excedentes de producci贸n de los autoproductores;

-la determinaci贸n y comunicaci贸n a los agentes del mercado y al operador del sistema del programa horario final derivado de cada sesi贸n del mercado intradiario;

-la determinaci贸n y comunicaci贸n a los agentes del mercado y al operador del sistema del precio marginal de la energ铆a el茅ctrica, en el mercado diario y en las sesiones del mercado intradiario;

-la determinaci贸n y comunicaci贸n a los agentes del mercado y al operador del sistema de los precios finales de la energ铆a el茅ctrica;

-la liquidaci贸n y comunicaci贸n de los pagos y cobros que deben realizarse en virtud del precio final de la energ铆a el茅ctrica;

-el procedimiento de c谩lculo y aceptaci贸n de garant铆as que deben prestar quienes realicen adquisiciones en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica.

b) Las condiciones de adhesi贸n a las Reglas de Funcionamiento del Mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica.

c) La determinaci贸n de las garant铆as que deben prestar los compradores en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica.

d) El procedimiento de revisi贸n de las Reglas de Funcionamiento del Mercado.

Regla 2陋 Condiciones de adhesi贸n a las reglas de funcionamiento del mercado.

2.1. La participaci贸n de los vendedores y compradores en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica exige su adhesi贸n a las presentes Reglas de Funcionamiento y el cumplimiento de los dem谩s requisitos establecidos en las mismas y, en particular en la presente Regla.

2.2. Los compradores y vendedores que deseen actuar en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica deber谩n solicitarlo ante la Compa帽铆a Operadora del Mercado Espa帽ol de Electricidad, SA suscribiendo por duplicado y entregando en el domicilio social de dicha Compa帽铆a Operadora la solicitud de adhesi贸n al mercado y a las Reglas de Funcionamiento del mismo. La Compa帽铆a Operadora dispondr谩 de modelo de solicitud de adhesi贸n de utilizaci贸n voluntaria por los interesados.

2.3. A la solicitud de adhesi贸n deber谩n acompa帽arse los siguientes documentos:

-Documento acreditativo, con la necesaria fehaciencia, de las facultades del firmante de la solicitud y, en su d铆a, del firmante del Contrato de Adhesi贸n.

-N煤mero de Identificaci贸n Fiscal de la entidad presentadora de la solicitud.

-Cualquier otra documentaci贸n exigible conforme a las leyes y reglamentos aplicables, especialmente la relativa a las autorizaciones administrativas e inscripciones en los registros que sean necesarias.

2.4. Presentada la solicitud de adhesi贸n, el operador del mercado comprobar谩 que el solicitante dispone de los medios t茅cnicos necesarios para realizar las actividades que le correspondan por su participaci贸n en el mercado y que cumple las condiciones de presentaci贸n de ofertas de venta y adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica a las que se refieren las presentes Reglas de Funcionamiento. En particular, es condici贸n necesaria para la suscripci贸n del Contrato de Adhesi贸n que el solicitante est茅 conectado por medio de la red de comunicaciones al sistema inform谩tico del operador del mercado y disponga de los medios homologados a que se refieren estas Reglas para realizar las comunicaciones electr贸nicas que exija su participaci贸n en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica. El operador del mercado podr谩 establecer, a los efectos de lo establecido en esta Regla, un sistema de pruebas que deber谩 superar el solicitante.

2.5. Realizadas las actuaciones y comprobaciones establecidas en los apartados anteriores, el solicitante suscribir谩 el Contrato de Adhesi贸n a las Reglas de Funcionamiento del Mercado, con el contenido, ambos documentos, que haya aprobado el Ministerio de Industria y Energ铆a, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre.

2.6. Suscrito el Contrato de Adhesi贸n, el agente del mercado deber谩 prestar ante el operador del mercado garant铆a suficiente para dar cobertura a las obligaciones econ贸micas que se puedan derivar de su actuaci贸n como adquiriente en el mercado, en los t茅rminos establecidos en el Contrato de Adhesi贸n y en estas Reglas. La falta de presentaci贸n de esta garant铆a impedir谩 al interesado intervenir en el mercado. Si dicha falta de presentaci贸n superara el plazo de quince d铆as h谩biles a contar desde el siguiente al de la suscripci贸n del Contrato de Adhesi贸n, 茅ste ser谩 nulo y la adhesi贸n quedar谩 sin efecto. El r茅gimen de la garant铆a ser谩 el establecido en estas Reglas.

CAPITULO SEGUNDO

Mercado diario

Regla 3陋 Concepto y objeto.

El mercado diario como parte integrante del mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica, tiene por objeto llevar a cabo las transacciones de energ铆a el茅ctrica para el d铆a siguiente mediante la presentaci贸n de ofertas de venta y adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica por parte de los agentes del mercado.

Estas ofertas se presentar谩n al operador del mercado, y ser谩n incluidas en un procedimiento de casaci贸n teniendo efectos para el horizonte diario de programaci贸n, correspondiente al d铆a siguiente al de la sesi贸n, y comprensivo de veinticuatro per铆odos horarios de programaci贸n consecutivos (veintitr茅s o veinticinco per铆odos en los d铆as en que se produzca cambio de hora).

El mercado diario se estructurar谩 en una sola sesi贸n para cada horizonte diario de programaci贸n.

Regla 4陋 Ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica.

4.1. Sujetos.

4.1.1. Vendedores en el mercado diario.

Los vendedores en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica est谩n obligados a adherirse a las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producci贸n de Energ铆a El茅ctrica por medio de la suscripci贸n del correspondiente Contrato de Adhesi贸n. Es condici贸n necesaria para que los vendedores citados puedan presentar ofertas de venta de energ铆a el茅ctrica en el mercado diario que las instalaciones de producci贸n de energ铆a el茅ctrica de las que sean titulares est茅n debidamente inscritas en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producci贸n de Energ铆a El茅ctrica, sin perjuicio de lo establecido en la Disposici贸n transitoria primera del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica.

De acuerdo con lo establecido en el art铆culo 7 del Real Decreto 2019/1997, son vendedores en el mercado diario:

a) Los titulares de aquellas unidades de producci贸n cuya potencia instalada sea superior a 50 MW, sin perjuicio de lo dispuesto en la disposici贸n transitoria octava de la Ley del Sector El茅ctrico;

b) Los titulares de aquellas unidades de producci贸n que a la entrada en vigor de la Ley del Sector El茅ctrico est茅n sometidos al r茅gimen previsto en el Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, sobre la determinaci贸n de la tarifa de las empresas gestoras del servicio p煤blico;

c) Los titulares de unidades de producci贸n que no est茅n sometidos al r茅gimen previsto en el citado Real Decreto 1538/1987 y cuya potencia instalada sea igual o inferior a 50 MW y superior a 1 MW;

d) Los autoproductores a que se refiere el art铆culo 25.3 de la Ley del Sector El茅ctrico, una vez abastecidas sus propias instalaciones, las de su matriz o las de sus filiales, cuando su participaci贸n sea mayoritaria, por la energ铆a el茅ctrica excedentaria que tuvieran;

e) Los agentes externos cuya participaci贸n como productores en el mercado de producci贸n de energ铆a autorice el Ministerio de Industria y Energ铆a, figuren inscritos en el Registro Administrativo correspondiente y se adhieran a estas Reglas de Funcionamiento del Mercado.

Los vendedores de energ铆a el茅ctrica en el mercado diario presentar谩n al operador del mercado ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica por cada una de las unidades de producci贸n de que sean titulares y para los per铆odos horarios de programaci贸n de un mismo horizonte diario de programaci贸n en el mercado diario.

Los titulares de las unidades de producci贸n a que se refieren las letras a) y b) de este apartado estar谩n obligados a presentar ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica al operador del mercado por cada una de dichas unidades de producci贸n de que sean titulares para todos y cada uno de los per铆odos horarios de programaci贸n de un mismo horizonte diario de programaci贸n, salvo en los supuestos previstos en el art铆culo 25 de la Ley del Sector El茅ctrico y cuando no se hayan acogido a sistemas de contrataci贸n bilateral que por sus caracter铆sticas queden excluidos del sistema de ofertas.

Los titulares de unidades de producci贸n a que se refiere la letra c) de este apartado podr谩n presentar ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica al operador del mercado para aquellos per铆odos horarios de programaci贸n de un mismo horizonte diario de programaci贸n que estimen oportunos.

Los autoproductores a que se refiere la letra d) de este apartado vendr谩n obligados a presentar ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica al operador del mercado por la energ铆a el茅ctrica excedentaria que tuvieren, para las unidades de producci贸n de su titularidad, cuya potencia instalada sea superior a 50 MW, salvo en los supuestos previstos en el art铆culo 25 de la Ley del Sector El茅ctrico, y cuando no se hayan acogido a sistemas de contrataci贸n bilateral que, por sus caracter铆sticas, queden excluidos del sistema de ofertas.

En los dem谩s supuestos, estos autoproductores podr谩n presentar ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica por la energ铆a el茅ctrica excedentaria que tuvieren para aquellos per铆odos horarios de programaci贸n de un mismo horizonte diario de programaci贸n que consideren oportunos.

Los agentes externos a los que se refiere la letra e) deber谩n presentar ofertas de venta cuando est茅n habilitados solamente para vender energ铆a el茅ctrica. Si est谩n habilitados tanto para vender como para adquirir energ铆a el茅ctrica, deber谩n presentar ofertas, bien sean de adquisici贸n o bien sean de venta.

4.1.2. Unidades de producci贸n.

A los efectos de lo establecido en estas Reglas de Funcionamiento del Mercado son unidades de producci贸n las instalaciones de producci贸n debidamente autorizadas y cuyo titular las ha inscrito en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producci贸n de Energ铆a El茅ctrica a que se refieren los art铆culos 21 y 31 de la Ley del Sector El茅ctrico en los t茅rminos que se establecen en el art铆culo 4 a) y en la disposici贸n transitoria primera del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica. A los efectos de la presentaci贸n de ofertas de venta de energ铆a el茅ctrica se entiende por unidad de producci贸n cada grupo t茅rmico turbogenerador, cada central de bombeo puro, cada unidad de gesti贸n de centrales hidr谩ulicas y cada unidad de gesti贸n de un conjunto de aerogeneradores de un parque, en los t茅rminos que determina la Orden Ministerial de 29 de diciembre de 1997, por la que se desarrollan algunos aspectos del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica.

4.1.3. Operador del mercado.

Las ofertas de venta se presentar谩n al operador del mercado.

4.1.4. Alta en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

El operador del mercado dar谩 de alta las unidades de producci贸n en el sistema de informaci贸n del operador del mercado, con los datos que el agente titular de dicha unidad de producci贸n haya registrado en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producci贸n del Ministerio de Industria y Energ铆a, y con los datos aportados por el agente titular de la unidad de producci贸n.

Los datos del sistema de informaci贸n del operador del mercado ser谩n:

-C贸digo de la unidad de producci贸n (definido por el operador del mercado).

-Descripci贸n de la unidad de producci贸n.

-Tipo de la unidad de producci贸n.

-Clase de la oferta (venta o compra).

-C贸digo del sistema el茅ctrico al que pertenece.

-Energ铆a horaria m铆nima y m谩xima en MWh con un m谩ximo de un decimal.

-Gradiente m谩ximo de subida, bajada, arranque y parada, en MW/min. En caso de no tener valor se entiende que no tiene l铆mite.

-Indicaci贸n de si la unidad de gesti贸n hidr谩ulica est谩 compuesta por centrales de r茅gimen fluyente.

El c贸digo del sistema el茅ctrico indica si la unidad de producci贸n est谩 en un sistema el茅ctrico externo y la frontera el茅ctrica afectada para la venta de la energ铆a ofertada en el sistema el茅ctrico espa帽ol. Todas las unidades de producci贸n externas deber谩n declarar la frontera de interconexi贸n con el sistema el茅ctrico espa帽ol (Francia, Andorra, Portugal y Marruecos), a trav茅s de la cual van a realizar las ventas ofertadas.

4.2. Clases.

Las ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica que los vendedores presenten al operador del mercado pueden ser simples o complejas en raz贸n de su contenido.

4.3. Objeto y contenido de las ofertas.

4.3.1. Ofertas simples.

A los efectos de lo establecido en las Reglas de Funcionamiento del Mercado son ofertas simples las ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica que los vendedores presenten para cada per铆odo horario de programaci贸n y unidad de producci贸n de la que sean titulares con expresi贸n de un precio y de una cantidad de energ铆a, pudiendo existir para cada per铆odo horario de programaci贸n dentro de un mismo horizonte diario de programaci贸n hasta un m谩ximo de 25 tramos de capacidad de producci贸n para una misma unidad de producci贸n, con un precio diferente para cada uno de dichos tramos, siendo 茅ste creciente. Las ofertas simples no incluyen ninguna condici贸n adicional que deba ser tenida en cuenta en la casaci贸n.

4.3.2. Ofertas complejas.

A los efectos de lo establecido en las Reglas de Funcionamiento del Mercado son ofertas complejas aquellas ofertas de venta de energ铆a el茅ctrica que, cumpliendo con los requisitos exigidos para las ofertas simples incorporan todas, algunas o alguna de las condiciones que se relacionan a continuaci贸n. Estas condiciones las incorporar谩 el operador del mercado en la casaci贸n en los t茅rminos establecidos en la Regla 6陋. Son condiciones que pueden incorporar las ofertas complejas, las siguientes:

4.3.2.1. Condici贸n de indivisibilidad.

La condici贸n de indivisibilidad es aquella por cuya virtud la aceptaci贸n por el operador del mercado de la oferta econ贸mica de venta de energ铆a el茅ctrica genera en favor del titular de la unidad de producci贸n el derecho a que, si el tramo indivisible de la oferta resulta casado, lo sea, por toda la energ铆a el茅ctrica ofertada y nunca por una fracci贸n de la misma, salvo en lo establecido en la Regla 8, o por la aplicaci贸n de la condici贸n de gradiente de carga.

Los vendedores s贸lo pueden incorporar a la oferta econ贸mica de venta de energ铆a el茅ctrica por cada unidad de producci贸n la condici贸n de indivisibilidad para el tramo de menor precio de oferta de los 25 tramos de capacidad de producci贸n posibles en cada per铆odo horario de programaci贸n.

Las unidades de gesti贸n hidr谩ulica no podr谩n incorporar esta condici贸n salvo que se trate de centrales de r茅gimen fluyente.

4.3.2.2. Condiciones de ingresos m铆nimos.

Los vendedores pueden incluir como condici贸n en las ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica que presenten por cada unidad de producci贸n que dicha oferta s贸lo se entiende presentada a los efectos de la casaci贸n si obtiene unos ingresos m铆nimos que se expresar谩n como una cantidad fija en pesetas o c茅ntimos de euro, sin decimales y, como una cantidad variable expresada en pesetas o c茅ntimos de euro por kWh, pudi茅ndose incluir tres cifras decimales.

En el caso de que se presenten ofertas, para cada unidad de producci贸n, con m谩s de doce tramos a precio cero, no se podr谩 incluir en la oferta la condici贸n de ingresos m铆nimos.

La condici贸n de ingresos m铆nimos no podr谩 ser tal que el ingreso solicitado supere en m谩s de un 100% al ingreso resultante de la aceptaci贸n completa de la oferta al precio ofertado.

4.3.2.3. Condici贸n de parada programada.

Es la condici贸n que los vendedores pueden incluir en la oferta econ贸mica de venta de energ铆a el茅ctrica que presenten por cada unidad de producci贸n, para el caso de que estas ofertas no resulten casadas por aplicaci贸n de la condici贸n de ingresos m铆nimos, de modo que puedan ser consideradas como ofertas simples en el primer tramo de los tres primeros per铆odos horarios de programaci贸n del horizonte diario de programaci贸n. La energ铆a el茅ctrica ofertada que incorpore la condici贸n de parada programada deber谩 ser decreciente durante los referidos tres per铆odos horarios de programaci贸n, y no ser谩 de aplicaci贸n a las ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica en estos tres per铆odos horarios de programaci贸n la condici贸n de variaci贸n de capacidad de producci贸n.

En todo caso, las ofertas rechazadas por la condici贸n de ingresos m铆nimos que tienen la condici贸n de parada programada son tambi茅n no divisibles, salvo en lo establecido en las reglas de reparto, sin que pueda existir ning煤n otro tramo de producci贸n no divisible en el mismo per铆odo de programaci贸n.

4.3.2.4. Condici贸n de variaci贸n de capacidad de producci贸n o gradiente de carga.

Los vendedores podr谩n incorporar esta condici贸n a las ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica. La condici贸n de variaci贸n de capacidad de producci贸n consiste en establecer para cada unidad de producci贸n una diferencia m谩xima de variaci贸n de capacidad de producci贸n al alza o a la baja de la misma, entre dos per铆odos horarios de programaci贸n consecutivos, pudiendo incluirse tambi茅n la que corresponde al arranque y parada de dicha unidad de producci贸n. Esta condici贸n se expresar谩 en MW/minuto, con un solo decimal, y el resultado de su aplicaci贸n estar谩, en todo caso, limitado por la capacidad m谩xima de producci贸n de dicha unidad de producci贸n. Esta condici贸n habr谩 de respetar en todo caso la variaci贸n lineal de manera continua de la producci贸n de la unidad de producci贸n en el per铆odo horario de programaci贸n para el que el vendedor haya presentado la oferta econ贸mica de venta de energ铆a el茅ctrica.

4.4. Lugar y tiempo de presentaci贸n de las ofertas de venta.

Las ofertas de venta deber谩n recibirse en los servidores de informaci贸n del operador del mercado antes del cierre del per铆odo de aceptaci贸n de ofertas, por el medio electr贸nico que 茅ste habilite al efecto.

Los medios electr贸nicos disponibles para la recepci贸n de ofertas desde la entrada en vigor de estas Reglas de Funcionamiento del Mercado ser谩n alguno o algunos de los siguientes:

-Acceso a trav茅s de Internet.

-Acceso a trav茅s de L铆neas de Red de Telefon铆a B谩sica (RTB).

-Acceso a trav茅s de L铆neas de Red Digital de Servicios Integrados (RDSI).

-Acceso a trav茅s de L铆neas dedicadas, para aquellos agentes que lo soliciten.

El operador del mercado podr谩 actualizar los medios de comunicaci贸n de su sistema inform谩tico para incorporar los avances tecnol贸gicos que se puedan producir.

El operador del mercado mantendr谩 informados a los agentes de las modificaciones que incorpore en su sistema inform谩tico en cada momento.

Los vendedores realizar谩n la comunicaci贸n de sus ofertas de venta de energ铆a el茅ctrica al operador del mercado asumiendo los costes y la responsabilidad de la contrataci贸n y el mantenimiento del servicio de los medios de comunicaci贸n que el agente estime necesarios para el env铆o de las ofertas de venta.

La hora de recepci贸n de las informaciones que deban remitir los vendedores al operador del mercado ser谩 la que indique el sistema inform谩tico de operador del mercado en el momento de la recepci贸n.

El operador del mercado informar谩 a los vendedores del resultado de las verificaciones de sus ofertas y del resultado del proceso de casaci贸n mediante la puesta a disposici贸n de los mismos de los resultados en los servidores de informaci贸n del sistema de informaci贸n del operador del mercado. A dicha informaci贸n se podr谩 acceder en la forma indicada anteriormente.

El operador del mercado emplear谩 su sistema de comunicaci贸n de mensajes, que deja constancia del contenido de la comunicaci贸n y de su env铆o, para comunicar a los vendedores la apertura del per铆odo de recepci贸n de ofertas para la primera iteraci贸n.

4.5. Formato para la presentaci贸n de ofertas de venta.

Los vendedores habr谩n de incluir, en las ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica que presenten al operador del mercado por cada unidad de producci贸n y para per铆odo de programaci贸n, las siguientes informaciones:

a) C贸digo de la unidad de producci贸n.

b) Descripci贸n de la oferta. Campo alfanum茅rico que no utiliza el algoritmo.

c) Clase de oferta, que deber谩 ser necesariamente oferta de venta.

d) Fecha del horizonte diario de programaci贸n. Es aquella para la que se presenta la oferta. Estar谩 en blanco en caso de ser una oferta por defecto.

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

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

NO, indica que la oferta no es por defecto y que s贸lo es v谩lida para la fecha del horizonte diario de programaci贸n indicada.

f) Indicador de 芦Oferta por defecto para禄, que indica si la oferta por defecto es para la ejecuci贸n de la casaci贸n del mercado diario o para el proceso de primera iteraci贸n. S贸lo tiene validez si la oferta es por defecto.

g) Indicador de si los precios de la oferta se expresan en pesetas o en c茅ntimos de euro.

h) Condici贸n de ingreso m铆nimo para la unidad de producci贸n, que se expresar谩 por medio de los dos valores siguientes:

-T茅rmino fijo (TF) para un mismo horizonte diario de programaci贸n, fijado en pesetas o c茅ntimos de euro, sin que puedan incluirse decimales.

-T茅rmino variable (TV), que permanecer谩 invariable para un mismo horizonte diario de programaci贸n, fijado en pesetas o c茅ntimos de euro por kWh, pudi茅ndose incluir tres cifras decimales.

i) El gradiente m谩ximo de variaci贸n de carga de la unidad de producci贸n al alza y a la baja (gradientes m谩ximos de subida y bajada, y de arranque y parada) expresados en MW/minuto con un m谩ximo de una cifra decimal. En el caso de ser igual a 芦cero禄 significa que la oferta no incorpora esta condici贸n.

j) Por cada uno de los hasta veinticinco (25) tramos en que puede dividirse una oferta de venta de una unidad de producci贸n, y cada uno de los per铆odos horarios de programaci贸n, se dar谩n los siguientes datos:

j.1) Per铆odo horario de programaci贸n al que corresponde la oferta econ贸mica de venta.

j.2) Volumen de energ铆a el茅ctrica ofertada en el tramo por la unidad de producci贸n para cada per铆odo horario de programaci贸n expresada en MWh con un m谩ximo de un decimal.

j.3) Precio al que se oferta el tramo expresado en pesetas o c茅ntimos de euro por kWh, con un m谩ximo de tres decimales.

j.4) Indicaci贸n en el primer tramo de cada per铆odo de programaci贸n de si el tramo de energ铆a el茅ctrica es o no divisible.

j.5) Indicaci贸n, en los tres primeros per铆odos del per铆odo de programaci贸n, de si la oferta econ贸mica de venta del primer tramo de energ铆a el茅ctrica corresponde o no a una condici贸n de parada programada, para los tres primeros per铆odos horarios del per铆odo de programaci贸n.

4.6. Efectos.

4.6.1. Verificaci贸n de las ofertas de venta.

Las ofertas de venta presentadas por los vendedores ser谩n verificadas por el operador del mercado, como condici贸n previa a su posible aceptaci贸n, de acuerdo con lo siguiente:

4.6.1.1. Verificaci贸n del estado de la sesi贸n.

El operador del mercado verificar谩 en el momento de recepci贸n de la oferta de venta en su sistema inform谩tico, conforme a la hora de recepci贸n disponible en dicha sistema inform谩tica, que esta hora de recepci贸n es anterior al momento de finalizaci贸n del per铆odo de aceptaci贸n de ofertas.

4.6.1.2. Verificaci贸n del vendedor.

El operador del mercado verificar谩:

-Que el agente vendedor est谩 dado de alta en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

-Que el agente est谩 habilitado para presentar ofertas de venta para la unidad de producci贸n en el momento de presentaci贸n de la misma. Ser谩n rechazadas todas las ofertas del agente que presente ofertas para unidades de producci贸n para las que no est茅 habilitado.

4.6.1.3. Verificaci贸n de la unidad de producci贸n.

El operador del mercado comprobar谩 en el momento de la presentaci贸n de la oferta econ贸mica de venta que las instalaciones que integran la unidad de producci贸n por la que se presenta dicha oferta est谩n dadas de alta en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

4.6.1.4. Verificaciones de la adecuaci贸n de los datos de la oferta de venta con la informaci贸n contenida en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

1. Energ铆a m谩xima a ofertar en un per铆odo de programaci贸n:

El operador del mercado comprobar谩, en el momento de presentaci贸n de la oferta, que la energ铆a ofertada por el vendedor para la unidad de producci贸n en cada per铆odo de programaci贸n es inferior o igual que la que podr铆a suministrar como m谩ximo la unidad de producci贸n, conforme a los datos del sistema de informaci贸n del operador del mercado.

2. Condici贸n de Variaci贸n de la capacidad de producci贸n:

El operador del mercado comprobar谩, en el momento de la presentaci贸n de la oferta, que el gradiente de subida, bajada, arranque y parada declarado en la oferta es igual o inferior al correspondiente registrado en el sistema de informaci贸n del operador del mercado. En caso de no existir un valor m谩ximo en el sistema de informaci贸n se entender谩 que el gradiente no tiene un valor l铆mite m谩ximo.

4.6.1.5. Verificaciones de la adecuaci贸n de los datos de la oferta de venta con la informaci贸n de que dispone el operador del mercado enviada por el operador del sistema.

El operador del mercado comprobar谩, antes de la posible aceptaci贸n de la misma, que la energ铆a el茅ctrica ofertada por el vendedor para la unidad de producci贸n, es inferior o igual que la que podr铆a suministrar como m谩ximo dicha unidad de producci贸n, conforme a las informaciones sobre excepciones a la obligaci贸n de presentar ofertas de que disponga el operador del mercado, enviadas previamente por el operador del sistema al sistema de informaci贸n del operador del mercado, en el momento de presentaci贸n de la oferta. En particular, verificar谩 la disponibilidad de la unidad de producci贸n, en cada una de las horas del per铆odo de programaci贸n.

Sin perjuicio de lo anterior, las posteriores informaciones enviadas por el operador del sistema al sistema de informaci贸n del operador del mercado sobre indisponibilidades de unidades de producci贸n, recibidas en el sistema de informaci贸n del operador del mercado antes del cierre de la sesi贸n, determinar谩n que las correspondientes ofertas de venta no sean consideradas v谩lidas y, en consecuencia, no ser谩n incluidas en la casaci贸n.

4.6.1.5.1. Definici贸n e incorporaci贸n de la informaci贸n sobre indisponibilidades enviada por el operador del sistema al sistema de informaci贸n del operador del mercado.

La informaci贸n sobre indisponibilidades enviada por el operador del sistema al sistema de informaci贸n del operador del mercado se realizar谩 a trav茅s de 茅ste y contendr谩 siempre todas las indisponibilidades que el operador del sistema tiene confirmadas de cualquiera de las unidades f铆sicas en el momento de su env铆o. Las indisponibilidades se enviar谩n por unidad f铆sica, si bien en el caso de las unidades de gesti贸n hidr谩ulica, el operador del sistema puede indicar, en el registro de env铆o de la indisponibilidad de una unidad f铆sica, que la unidad de gesti贸n hidr谩ulica a la que pertenece est谩 totalmente indisponible. En consecuencia, el operador del mercado considerar谩 que todas las unidades de producci贸n no incluidas en la 煤ltima informaci贸n recibida del operador del sistema est谩n disponibles.

La informaci贸n sobre indisponibilidades se incorporar谩 en el sistema de informaci贸n del operador del mercado en el momento de recepci贸n del sistema de informaci贸n del operador del mercado, siendo la hora l铆mite de incorporaci贸n a efectos de casaci贸n la hora de cierre de la sesi贸n.

4.6.1.5.2. Verificaci贸n de ofertas.

El operador del mercado verificar谩 que la energ铆a incorporada en las ofertas de venta por hora por la unidad de producci贸n est谩 dentro de los m谩rgenes permitidos, es decir:

-Es menor o igual que el menor de PMAX o PDISP.

-Es mayor o igual que PMIN.

Si ambas verificaciones se cumplen la oferta se dar谩 por v谩lida, siendo:

PMAX: Potencia m谩xima definida en el sistema de informaci贸n para la unidad de producci贸n (suma de las potencias m谩ximas de las unidades f铆sicas).

PMIN: Potencia m铆nima definida en el sistema de informaci贸n para la unidad de producci贸n (suma de las potencias m铆nimas de las unidades f铆sicas).

PDISP: Potencia m谩xima de una unidad de producci贸n, una vez descontada la potencia indisponible de sus unidades f铆sicas.

4.6.1.6. Verificaci贸n del contenido de la oferta.

a) Verificaci贸n de que los tramos correspondientes a la parada programada corresponden al primer tramo de los tres primeros per铆odos de programaci贸n y que 茅stos sean decrecientes en t茅rminos de energ铆a el茅ctrica ofertada.

b) Verificaci贸n de que los precios de los diferentes tramos de energ铆a de una misma unidad de producci贸n tienen precios crecientes respecto de la energ铆a el茅ctrica ofertada.

c) Verificaci贸n de que los ingresos m铆nimos que el vendedor incorpore como condici贸n en la oferta de venta de energ铆a el茅ctrica para la unidad de producci贸n, no son superiores en un 100% al ingreso que supondr铆a la oferta de venta simple completa de la unidad de producci贸n.

d) Verificaci贸n de que no existen m谩s de doce tramos a precio igual a cero en caso de haber declarado condici贸n de ingresos m铆nimos.

e) Verificaci贸n de que la oferta por la unidad de producci贸n incorpore un solo tramo indivisible para cada per铆odo horario de programaci贸n.

4.6.2. Aceptaci贸n de las ofertas de venta.

La 煤ltima oferta de venta v谩lida de energ铆a el茅ctrica presentada por los vendedores al operador del mercado para cada una de las unidades de producci贸n de las que sean titulares, devendr谩 firme en el momento de finalizaci贸n del per铆odo de aceptaci贸n de ofertas.

4.6.3. Confidencialidad.

Los agentes se obligan a mantener confidenciales los datos relativos a la forma de acceso al sistema inform谩tica del operador del mercado, a custodiar las claves de acceso inform谩tico, y a comunicar a dicho operador del mercado cualquier incidencia relativa a la seguridad de la informaci贸n.

El operador del mercado y el operador del sistema se obligan a mantener la confidencialidad de la informaci贸n que el vendedor haya puesto a disposici贸n de los mismos en la oferta econ贸mica de venta de energ铆a el茅ctrica durante treinta (30) d铆as desde el cierre de la sesi贸n de contrataci贸n de que se trate, en tanto no se altere este plazo, de acuerdo con lo establecido en el art铆culo 27.2 d) del Real Decreto 2019/1997.

4.6.4. Informaci贸n.

El operador del mercado informar谩 a los vendedores en el mercado diario de los siguientes extremos:

-Confirmaci贸n autom谩tica de la recepci贸n de la oferta econ贸mica de venta de energ铆a el茅ctrica por los procedimientos que se establecen en estas Reglas.

-Puesta a disposici贸n de la informaci贸n contenida en las ofertas en modo tal que los agentes del mercado puedan reproducir en sus sistemas inform谩ticos el proceso de casaci贸n a partir del per铆odo de confidencialidad predeterminada.

-Verificaci贸n en los t茅rminos establecidos en esta Regla de la oferta econ贸mica de venta de energ铆a el茅ctrica que le haga el vendedor y comunicaci贸n autom谩tica del resultado de la verificaci贸n.

-Aceptaci贸n de la oferta econ贸mica de venta de energ铆a el茅ctrica si el resultado de la verificaci贸n a que se refiere el apartado anterior es positivo e inclusi贸n de dicha oferta en el proceso de casaci贸n.

-Inclusi贸n o no en el resultado de la casaci贸n y en su caso, las razones de su exclusi贸n en los t茅rminos establecidos en las presentes reglas cuando as铆 lo solicite el agente.

4.6.5. Efectos de la inclusi贸n de la oferta de venta en el proceso de casaci贸n.

La inclusi贸n en la casaci贸n tendr谩 los siguientes efectos:

-Que el tramo de venta de energ铆a el茅ctrica resulte casado si el precio ofrecido para la energ铆a el茅ctrica en el per铆odo horario de programaci贸n de que se trate, es igual o inferior al precio resultante de la casaci贸n en dicho per铆odo horario, sin perjuicio de la aplicaci贸n de la regla de reparto contenida en el proceso de casaci贸n simple. En el supuesto de que concurrieren en un mismo horizonte diario de programaci贸n ofertas econ贸micas simples y complejas de venta de energ铆a el茅ctrica, la casaci贸n de un tramo de una oferta compleja estar谩 sujeta a las condiciones establecidas en el proceso de casaci贸n cuando concurran ofertas simples y complejas.

-Que la unidad de producci贸n de que sea titular el vendedor resulte incluida en el orden de precedencia econ贸mica que se derive de los precios de las ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica presentadas al operador del mercado en cada per铆odo horario de programaci贸n, tanto en el supuesto de que se consideren en la casaci贸n todas las ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica como ofertas simples, como en el caso en que concurran en la misma ofertas simples y complejas de venta de energ铆a el茅ctrica.

-Que la unidad de producci贸n de que sea titular el vendedor y por la que haya presentado al operador del mercado ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica tenga precedencia en el orden de entrada en funcionamiento respecto de otras unidades de producci贸n de acuerdo con el orden de precedencia referido en el apartado anterior siempre que la oferta correspondiente resulte casada y sin perjuicio de las posibles restricciones t茅cnicas de acuerdo con el procedimiento de resoluci贸n de restricciones t茅cnicas.

-Que el vendedor obtenga, en los t茅rminos que se establecen a estos efectos, el precio por la energ铆a el茅ctrica que efectivamente suministre, sin perjuicio de los compromisos que adquiera posteriormente en otros mercados.

-Que la oferta econ贸mica de venta de energ铆a el茅ctrica que hubiera presentado el vendedor al operador del mercado permanezca v谩lida en tanto que no sea sustituida por otra oferta econ贸mica de venta de energ铆a el茅ctrica por la misma unidad de producci贸n y por el mismo per铆odo horario de programaci贸n o bien sea retirada por el agente en caso de que la unidad pase a estar exenta de la obligaci贸n de presentar ofertas, sin perjuicio del cumplimiento por parte del agente de sus obligaciones legales as铆 como de las obligaciones de informaci贸n del operador del mercado.

-Que el vendedor acepte los resultados de la casaci贸n en los t茅rminos que se deriven de las Reglas de Funcionamiento del Mercado.

-Que el vendedor suministre la energ铆a el茅ctrica ofertada por cada unidad de producci贸n de la que sean titulares, en el supuesto de que la oferta econ贸mica de venta de energ铆a el茅ctrica resulte casada, y la unidad de producci贸n despachada, sin perjuicio de los compromisos que adquiera posteriormente en otros mercados.

Regla 5陋 Ofertas econ贸micas de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica.

5.1. Sujetos.

5.1.1. Compradores en el mercado diario.

5.1.1.1. A los efectos de lo establecido en las Reglas de Funcionamiento del Mercado, son compradores en el mercado diario los distribuidores, comercializadores, los consumidores cualificados y los agentes externos cuya participaci贸n como distribuidores, consumidores cualificados o comercializadores en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica autorice el Ministerio de Industria y Energ铆a. Es condici贸n necesaria, en todo caso, para que los compradores puedan presentar ofertas de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica que figuren inscritos en el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores que establece el art铆culo 45.4 de la Ley del Sector El茅ctrico, sin perjuicio de lo establecido en la disposici贸n transitoria primera del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica y que se adhieran a estas Reglas de Funcionamiento de Mercado. Los vendedores podr谩n actuar como compradores previa su inscripci贸n en el antedicho Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores.

5.1.1.2. Son distribuidores las sociedades mercantiles que tienen la funci贸n de distribuir energ铆a el茅ctrica, as铆 como la de construir, mantener y operar las instalaciones de distribuci贸n para el suministro de la energ铆a el茅ctrica a sus consumidores finales a tarifa o a otros distribuidores que tambi茅n adquieran energ铆a el茅ctrica a tarifa. Los distribuidores tendr谩n la obligaci贸n de presentar ofertas de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica al operador del mercado 煤nicamente por la diferencia entre la cantidad total de energ铆a el茅ctrica que tienen que suministrar a tarifa y las adquisiciones de energ铆a el茅ctrica que est茅n obligados a adquirir de los productores en r茅gimen especial.

Los distribuidores deben formular sus ofertas de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica tras deducir, en todo caso, de su demanda la previsi贸n de energ铆a el茅ctrica procedente de instalaciones en r茅gimen especial a que se refiere el art铆culo 27 de la Ley del Sector El茅ctrico, que pudiera ser vertida a su red, cuando los titulares de dichas instalaciones en r茅gimen especial no hubieran optado por acudir al mercado diario. Los distribuidores vendr谩n obligados a informar al operador del mercado, antes de una hora despu茅s de conocer el programa b谩sico de funcionamiento, de la cantidad de energ铆a el茅ctrica que tengan previsto adquirir directamente de titulares de instalaciones en r茅gimen especial, para cada uno de los per铆odos horarios de programaci贸n del d铆a siguiente.

5.1.1.3. Son comercializadores las personas jur铆dicas que tienen acceso a redes de transporte y distribuci贸n y que venden energ铆a el茅ctrica a otros compradores.

5.1.1.4. Son consumidores cualificados:

a) Los titulares de instalaciones de transporte por ferrocarril, incluido el ferrocarril metropolitano.

b) Aquellos consumidores cuyo consumo anual de energ铆a el茅ctrica supere un umbral determinado por el art铆culo 1 del R.D. 2820/1998, de 23 de diciembre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes.

c) Los autoproductores a que se refiere el art铆culo 25.3 de la Ley del Sector El茅ctrico tendr谩n la consideraci贸n de consumidores cualificados por su consumo de energ铆a el茅ctrica efectivo, entendiendo por tal tanto el procedente de la energ铆a el茅ctrica suministrada por terceros como el procedente de su producci贸n.

d) Los consumidores cualificados que hubieran optado por adquirir la energ铆a el茅ctrica a tarifa regulada podr谩n presentar ofertas de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica al operador del mercado por el exceso no cubierto por la tarifa correspondiente en los t茅rminos y condiciones establecidos en estas Reglas de Funcionamiento del Mercado.

5.1.1.5. Los compradores en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica est谩n obligados a adherirse a las Reglas de Funcionamiento del Mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica por medio de la suscripci贸n del correspondiente Contrato de Adhesi贸n.

5.1.1.6. Los compradores en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica deber谩n prestar garant铆as suficientes cuya aceptaci贸n corresponde al operador del mercado, en los t茅rminos que se establecen en las presentes Reglas para garantizar a los vendedores el cobro 铆ntegro de la energ铆a el茅ctrica suministrada en el mercado de producci贸n al precio final de la misma, con el l铆mite del importe cubierto por las garant铆as referidas.

5.1.1.7. Los agentes externos podr谩n presentar ofertas de adquisici贸n cuando est茅n habilitados para adquirir energ铆a el茅ctrica. Si est谩n habilitados tanto para vender como para adquirir energ铆a el茅ctrica, deber谩n presentar ofertas, bien sean de adquisici贸n o bien sean de venta.

5.1.2. Operador del mercado.

Las ofertas de adquisici贸n se presentar谩n al operador del mercado.

5.1.3. Alta en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

El operador del mercado dar谩 de alta las unidades de adquisici贸n en el sistema de informaci贸n del operador del mercado, con los datos que el agente titular de dicha unidad de adquisici贸n, haya registrado en el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores del Ministerio de Industria y Energ铆a, y con los datos aportados por dicho agente titular de la unidad de adquisici贸n. Los datos del sistema de informaci贸n del operador del mercado ser谩n:

-C贸digo de la unidad de adquisici贸n (definido por el operador del mercado).

-Descripci贸n de la unidad de adquisici贸n.

-Tipo de la unidad de adquisici贸n.

-Clase de la oferta (venta o compra).

-C贸digo del sistema el茅ctrico al que pertenece.

-Energ铆a horaria m铆nima y m谩xima en MWh con un m谩ximo de un decimal.

El c贸digo del sistema el茅ctrico indica si la unidad de adquisici贸n est谩 en un sistema el茅ctrico externo, o es para la venta a un sistema el茅ctrico externo, y la frontera el茅ctrica a la que afecta para la adquisici贸n o venta de la energ铆a ofertada en el sistema el茅ctrico espa帽ol. Deber谩n declarar dicho c贸digo todas las unidades de adquisici贸n externas, y todas las unidades de adquisici贸n de comercializadoras del sistema el茅ctrico espa帽ol cuya energ铆a vaya a ser vendida a una unidad de adquisici贸n externa. Las comercializadoras del sistema el茅ctrico espa帽ol deber谩n por tanto definir una unidad de adquisici贸n independiente para las ventas que afecten a cada frontera con cada uno de los sistemas el茅ctricos interconectados con el sistema el茅ctrico espa帽ol (Francia, Andorra, Portugal y Marruecos).

5.2. Contenido de las ofertas de adquisici贸n.

Los compradores podr谩n presentar ofertas de adquisici贸n por cada unidad de adquisici贸n para cada per铆odo horario de programaci贸n. A estos efectos es unidad de adquisici贸n el conjunto de nudos de conexi贸n a la red por el que el comprador presenta ofertas de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica.

Dichas ofertas expresar谩n una cantidad y un precio (en caso de no ser oferta r铆gida de adquisici贸n) de un tramo de energ铆a, pudiendo existir para cada per铆odo horario de programaci贸n hasta 25 tramos de adquisici贸n de energ铆a para una misma unidad de adquisici贸n, con diferentes precios cada uno que deber谩n ser necesariamente decrecientes.

5.3 Lugar y tiempo de presentaci贸n de las ofertas de adquisici贸n.

Las ofertas de adquisici贸n deber谩n recibirse en los servidores de informaci贸n del operador del mercado antes del cierre del per铆odo de aceptaci贸n de ofertas, por el medio electr贸nico que 茅ste habilite al efecto.

Los medios electr贸nicos disponibles para la recepci贸n de ofertas desde el 1 de enero de 1998 ser谩n alguno o algunos de los siguientes:

-Acceso a trav茅s de Internet.

-Acceso a trav茅s de l铆neas de Red de Telefon铆a B谩sica (RTB).

-Acceso a trav茅s de l铆neas de Red Digital de Servicios Integrados (RDSI).

-Acceso a trav茅s de l铆neas dedicadas, para aquellos agentes que lo soliciten.

El operador del mercado podr谩 actualizar los medios de comunicaci贸n de su sistema inform谩tico para incorporar los avances tecnol贸gicos que se puedan producir.

El operador del mercado mantendr谩 informados a los agentes del mercado de las modificaciones que incorpore en su sistema inform谩tico en cada momento.

Los compradores realizar谩n la comunicaci贸n de sus ofertas de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica al operador del mercado asumiendo los costes y la responsabilidad de la contrataci贸n y el mantenimiento del servicio de los medios de comunicaci贸n que el agente del mercado estime necesarios para el env铆o de las ofertas de adquisici贸n.

La hora de recepci贸n de las informaciones que deban remitir los compradores al operador del mercado ser谩 la que indique el sistema inform谩tico de operador del mercado en el momento de la recepci贸n.

El operador del mercado informar谩 a los compradores del resultado de las verificaciones de sus ofertas y del resultado del proceso de casaci贸n mediante la puesta a disposici贸n de los mismos de los resultados en los servidores de informaci贸n del sistema de informaci贸n del operador del mercado. A dicha informaci贸n se podr谩 acceder en la forma indicada anteriormente.

El operador del mercado emplear谩 su sistema de comunicaci贸n de mensajes, que deja constancia del contenido de la comunicaci贸n y de su env铆o, para comunicar a los compradores la apertura del per铆odo de recepci贸n de ofertas para la primera iteraci贸n.

5.4. Formato para la presentaci贸n de ofertas de adquisici贸n.

Los compradores habr谩n de incluir, en las ofertas econ贸micas de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica que presenten al operador del mercado por cada unidad de adquisici贸n y para cada per铆odo de programaci贸n las siguientes informaciones.

a) C贸digo de la unidad de adquisici贸n.

b) Descripci贸n de la oferta. Campo alfanum茅rico que no utiliza el algoritmo.

c) Clase de oferta, que deber谩 ser necesariamente oferta de adquisici贸n.

d) Fecha del horizonte diario de programaci贸n. Es aquella para la que se presenta la oferta. Estar谩 en blanco en caso de ser una oferta por defecto.

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

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

NO, indica que la oferta no es por defecto y que s贸lo es v谩lida para la fecha del horizonte diario de programaci贸n indicada.

f) Indicador de 芦Oferta por defecto para禄, que indica si la oferta por defecto es para la ejecuci贸n de la casaci贸n del mercado diario o para el proceso de primera iteraci贸n. S贸lo tiene validez si la oferta es por defecto.

g) Indicador de si los precios de la oferta se expresan en pesetas o en c茅ntimos de euro.

h) Por cada uno de los hasta los veinticinco (25) tramos en que puede dividirse una oferta de adquisici贸n de una unidad de adquisici贸n, y cada uno de los per铆odos horarios de programaci贸n, se dar谩n los siguientes datos:

h.1) Per铆odo horario de programaci贸n al que corresponde el tramo de energ铆a el茅ctrica para la unidad de adquisici贸n.

h.2) Volumen de energ铆a el茅ctrica ofertada en el tramo por la unidad de adquisici贸n para cada per铆odo horario de programaci贸n expresada en MWh con un m谩ximo de un decimal.

h.3) Precio al que se oferta el tramo expresado en pesetas o c茅ntimos de euro por kWh, con un m谩ximo de tres decimales.

5.5 Efectos.

5.5.1. Verificaci贸n de las ofertas de adquisici贸n.

Las ofertas de adquisici贸n presentadas por los compradores ser谩n verificadas por el operador del mercado, como condici贸n previa a su posible aceptaci贸n, de acuerdo con lo siguiente:

5.5.1.1. Verificaci贸n del estado de la sesi贸n.

El operador del mercado verificar谩 en el momento de recepci贸n de la oferta de adquisici贸n en su sistema inform谩tico, conforme a la hora disponible en el mismo, que 茅sta es anterior al momento de finalizaci贸n del per铆odo de aceptaci贸n de ofertas.

5.5.1.2. Verificaci贸n del comprador.

El operador del mercado verificar谩:

-Que el agente comprador est谩 dado de alta en el sistema del operador del mercado.

-Que el agente comprador est谩 habilitado para presentar ofertas de adquisici贸n para la unidad de adquisici贸n en el momento de presentaci贸n de la misma. Ser谩n rechazadas todas las ofertas del agente que presente ofertas para unidades de adquisici贸n para las que no est茅 habilitado.

-Que el agente comprador dispone de las garant铆as suficientes para el pago de la energ铆a el茅ctrica correspondiente a la oferta que presenta.

5.5.1.3. Verificaciones de la adecuaci贸n de los datos de la oferta de adquisici贸n con la informaci贸n contenida en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

-Energ铆a m谩xima a adquirir en un per铆odo horario de programaci贸n, en MWh con un m谩ximo de un decimal.

-El operador del mercado comprobar谩, en el momento de presentaci贸n de la oferta, que la energ铆a que el comprador demanda es inferior o igual que la que podr铆a demandar conforme al valor m谩ximo del sistema de informaci贸n del operador del mercado, y superior o igual al valor m铆nimo.

5.5.1.4. Verificaci贸n del contenido de la oferta.

Verificaci贸n de que, si la oferta de adquisici贸n estuviere dividida en tramos, tiene precios decrecientes para dichos tramos.

5.5.2. Aceptaci贸n de las ofertas de adquisici贸n.

La 煤ltima oferta v谩lida de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica presentada por los compradores al operador del mercado para cada una de las unidades de adquisici贸n, devendr谩 firme en el momento de finalizaci贸n del per铆odo de aceptaci贸n de ofertas.

5.5.3. Confidencialidad.

Los agentes se obligan a mantener confidenciales los datos relativos a la forma de acceso al sistema inform谩tico del operador del mercado, a custodiar las claves de acceso inform谩tico, y a comunicar a dicho operador del mercado cualquier incidencia relativa a la seguridad de la informaci贸n.

El operador del mercado y el operador del sistema se obligan a mantener la confidencialidad de la informaci贸n que el comprador haya puesto a disposici贸n de los mismos en la oferta econ贸mica de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica durante treinta (30) d铆as desde el cierre de la sesi贸n de contrataci贸n de que se trate, en tanto no se altere este plazo, de acuerdo con lo establecido en el art铆culo 27.2 d) del Real Decreto 2019/1997.

5.5.4. Informaci贸n.

El operador del mercado informar谩 a los compradores de los siguientes extremos:

-Confirmaci贸n autom谩tica de la recepci贸n de la oferta de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica por los procedimientos que se establecen en estas Reglas.

-Puesta a disposici贸n de la informaci贸n contenida en las ofertas en modo tal que los agentes del mercado puedan reproducir en sus sistemas inform谩ticos el proceso de casaci贸n seg煤n el r茅gimen de confidencialidad establecido en estas Reglas.

-Verificaci贸n en los t茅rminos establecidos en estas Reglas de la oferta econ贸mica de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica que le haga el comprador y comunicaci贸n del resultado de la verificaci贸n.

-Aceptaci贸n de la oferta econ贸mica de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica, si el resultado de la verificaci贸n a que se refiere el apartado anterior es positivo e inclusi贸n de dicha oferta en el proceso de casaci贸n.

-Inclusi贸n o no en el resultado de la casaci贸n y en su caso, las razones de su exclusi贸n en los t茅rminos establecidos en las presentes Reglas cuando as铆 lo solicite.

5.5.5. Efectos de la inclusi贸n de la oferta de adquisici贸n en el proceso de casaci贸n.

La inclusi贸n de la oferta en la casaci贸n tendr谩 los siguientes efectos:

-En el supuesto de ofertas receptoras de precios, es decir, con precio de oferta igual al valor instrumental de 30 ptas./kWh, obtener el suministro de energ铆a el茅ctrica demandada y que el precio final que deba satisfacer por la energ铆a el茅ctrica asignada incorpore, como concepto retributivo en el per铆odo horario de programaci贸n de que se trate, el precio resultante de la casaci贸n en dicho per铆odo horario. En el supuesto de que la oferta de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica incluya, junto con la cantidad de energ铆a el茅ctrica demandada y el per铆odo horario de programaci贸n a que se refiere la oferta de adquisici贸n, el precio que el comprador est茅 dispuesto a satisfacer por la energ铆a demandada, el derecho a recibir el suministro de energ铆a el茅ctrica solicitada en la oferta de adquisici贸n, siempre que dicha oferta de adquisici贸n hubiere resultado casada.

-Que el operador del mercado informe al comprador, si as铆 lo solicita, acerca de si la oferta de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica que incorpore el precio de la energ铆a demandada ha resultado o no incluida en la casaci贸n y, en su caso, las razones de su exclusi贸n.

-Que la oferta econ贸mica de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica permanezca v谩lida en tanto que no la hubieran sustituido por otra oferta econ贸mica de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica por la misma unidad de adquisici贸n y por el mismo per铆odo horario de programaci贸n, o bien sea retirada por el propio agente, sin perjuicio del cumplimiento por parte del agente de sus obligaciones legales as铆 como de las obligaciones de informaci贸n del operador del mercado.

-Que el comprador acepte los resultados de la casaci贸n en los t茅rminos que se derivan de estas Reglas de Funcionamiento del Mercado.

-Que el comprador satisfaga en los t茅rminos que se establecen en estas Reglas, el precio por la energ铆a el茅ctrica, que se lo suministre, en el supuesto de que la oferta econ贸mica de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica establecidos en el art铆culo 11.4 de la Ley del Sector El茅ctrico, sin perjuicio de los compromisos que adquiera posteriormente en otros mercados.

-Que el comprador incluya en su oferta de adquisici贸n la energ铆a correspondiente a las p茅rdidas de transporte y distribuci贸n que reglamentariamente les correspondan.

Regla 6陋 Procedimiendo de casaci贸n.

6.1. Elementos b谩sicos del procedimiento de casaci贸n.

El operador del mercado realizar谩 la casaci贸n de las ofertas econ贸micas de compra y venta de energ铆a el茅ctrica por medio del m茅todo de casaci贸n simple, que es aquel que obtiene de manera independiente el precio marginal, as铆 como el volumen de energ铆a el茅ctrica que se acepta para cada unidad de producci贸n y adquisici贸n para cada per铆odo horario de programaci贸n. Dicho m茅todo de casaci贸n simple se adaptar谩 mediante aquellos algoritmos matem谩ticos necesarios para incluir en el procedimiento la posibilidad, por parte de los vendedores, de realizar ofertas complejas para cada unidad de producci贸n.

S贸lo ser谩n incluidas en el algoritmo de casaci贸n las condiciones incorporadas en las ofertas complejas contempladas en la Regla 4.3.2. A los efectos de estas Reglas de Funcionamiento del Mercado se entiende por algoritmo de casaci贸n al conjunto ordenado y finito de operaciones matem谩ticas que permite obtener en cada per铆odo horario de programaci贸n el precio marginal correspondiente a la oferta econ贸mica de venta de energ铆a el茅ctrica realizada por el titular de la 煤ltima unidad de producci贸n cuya entrada en el sistema haya sido necesaria para atender la demanda de energ铆a el茅ctrica.

La producci贸n de energ铆a el茅ctrica objeto de los contratos bilaterales f铆sicos en los que intervengan consumidores cualificados, agentes externos y los productores de energ铆a el茅ctrica y la producci贸n de energ铆a el茅ctrica en r茅gimen especial, en aquella parte cuyos titulares no hubieren optado por ofertar en el mercado diario, no ser谩n incorporadas en el proceso de casaci贸n, ni tenidas en cuenta durante el proceso de casaci贸n para realizar la comprobaci贸n de m铆nimos o m谩ximos t茅cnicos de producci贸n o de gradiente de carga de la unidad de producci贸n de que se trate.

La casaci贸n podr谩 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 la presente Regla. En todo caso, los criterios de asignaci贸n de producci贸n y demanda de energ铆a el茅ctrica y de fijaci贸n del precio marginal ser谩n comunes para los procedimientos simple y complejo de casaci贸n.

El precio en cada per铆odo horario de programaci贸n ser谩 igual al precio del 煤ltimo tramo de la oferta de venta de la 煤ltima unidad de producci贸n cuya aceptaci贸n haya sido necesaria para atender la demanda que haya resultado casada.

6.2. Procedimiento de casaci贸n simple.

El operador del mercado obtendr谩 los precios marginales para cada uno de los per铆odos horarios de programaci贸n del mismo horizonte de programaci贸n, y realizar谩 el reparto de la energ铆a el茅ctrica ofertada en cada per铆odo horario de programaci贸n entre las ofertas de venta y de adquisici贸n por medio de una casaci贸n simple compuesta por las siguientes operaciones:

6.2.1. Establecimiento del orden de precedencia econ贸mica de las ofertas de venta y determinaci贸n de la curva de oferta.

El operador del mercado establecer谩, para cada per铆odo horario de programaci贸n del horizonte diario de programaci贸n, el orden de precedencia econ贸mica de las ofertas de venta partiendo de la m谩s barata, hasta llegar a la m谩s cara necesaria para cubrir la demanda de energ铆a el茅ctrica en dicho per铆odo horario de programaci贸n. En el caso de que existan tramos de energ铆a al mismo precio se ordenar谩n con los siguientes criterios:

-Fecha, hora, minuto y segundo de inserci贸n en el sistema de informaci贸n del operador del mercado de la oferta de menor a mayor (las ofertas que se hayan insertado antes en el sistema de informaci贸n, ser谩n retiradas con posterioridad a las que se hayan insertado m谩s tarde, o las ofertas que se hayan insertado antes en el sistema de informaci贸n, ser谩n incorporadas antes que las que se hayan insertado m谩s tarde).

-Volumen de energ铆a del tramo de menor a mayor. En el caso de que la mencionada fecha, hora, minuto y segundo tambi茅n coincida en ambas ofertas, 茅stas ser谩n retiradas en orden inverso de cantidad de energ铆a en el tramo (los tramos que incorporen mayor cantidad de energ铆a ser谩n retirados antes que los que incorporen una menor cantidad o los tramos que incorporen menor energ铆a ser谩n incorporados antes que los que incorporen mayor energ铆a, seg煤n proceda).

-Orden alfab茅tico de menor a mayor. En caso de que la cantidad de energ铆a tambi茅n coincida se ordenar谩n por orden alfab茅tico, y num茅rico en su caso, decreciente.

El operador del mercado determinar谩 la curva agregada de oferta de energ铆a el茅ctrica a帽adiendo por orden ascendente el precio de las cantidades de energ铆a el茅ctrica ofertadas con independencia de la unidad de producci贸n a la que dichas cantidades correspondan.

6.2.2. Determinaci贸n de la curva de demanda.

El operador del mercado establecer谩 para cada per铆odo horario de programaci贸n de un mismo horizonte diario de programaci贸n la curva agregada de demanda de energ铆a el茅ctrica, a帽adiendo por orden descendente de precio, en su caso, las ofertas de adquisici贸n aceptadas.

A estos efectos el operador del mercado podr谩 incorporar para el c谩lculo de la curva agregada de demanda los siguientes supuestos:

a) Ofertas de adquisici贸n en las que el comprador ha establecido un precio m谩ximo y una cantidad de energ铆a el茅ctrica. Este supuesto resultar谩 en una curva de demanda descendente en precio.

b) Ofertas de adquisici贸n en las que el comprador no ha establecido un precio m谩ximo a la energ铆a el茅ctrica que quiere adquirir. En este supuesto, que equivale a una demanda r铆gida, el comprador acepta el precio marginal resultante de la casaci贸n para cada uno de los per铆odos horarios de programaci贸n de un mismo horizonte diario de programaci贸n, sin perjuicio del precio instrumental que utiliza el sistema de informaci贸n del operador del mercado para tratar estas ofertas.

c) En el supuesto de que concurrieren ambos tipos de supuestos el operador del mercado construir谩 una curva de demanda en la que las ofertas de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica sin precio m谩ximo preceder谩n, en todo caso, a aquellas que s铆 lo incorporen.

6.2.3. Procedimientos de casaci贸n.

El m茅todo de casaci贸n simple se desarrolla por medio de las siguientes operaciones:

a) Determinaci贸n del punto de cruce de las curvas de oferta y de demanda y obtenci贸n para cada per铆odo horario de programaci贸n en un mismo horizonte diario de programaci贸n del precio marginal, correspondiente a la oferta econ贸mica de venta realizada por la 煤ltima unidad de producci贸n cuya entrada en el sistema haya sido necesaria para atender la demanda de energ铆a el茅ctrica.

b) Asignaci贸n a cada unidad de producci贸n, por cada oferta de venta de energ铆a el茅ctrica presentada para un mismo per铆odo de programaci贸n, de la energ铆a el茅ctrica objeto de venta durante ese per铆odo de programaci贸n, siempre que el precio de dicha oferta sea inferior o igual al precio marginal del per铆odo de que se trate, y siempre que exista energ铆a el茅ctrica suficiente demandada a dicho precio o superior.

c) Asignaci贸n al comprador, por cada oferta de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica presentada para un mismo per铆odo de programaci贸n, de la energ铆a el茅ctrica objeto de demanda durante ese per铆odo horario de programaci贸n, siempre que el precio de dicha oferta de adquisici贸n sea superior o igual al precio marginal de la energ铆a el茅ctrica para dicho per铆odo horario de programaci贸n, y exista energ铆a el茅ctrica suficiente ofertada a precio inferior o igual al marginal.

6.2.4. Criterio de asignaci贸n de la producci贸n y demanda de energ铆a el茅ctrica.

El operador del mercado obtendr谩 el precio marginal para cada uno de los per铆odos horarios de programaci贸n del mismo horizonte diario de programaci贸n, y realizar谩 el reparto de la energ铆a el茅ctrica ofertada en cada per铆odo horario de programaci贸n entre las ofertas de venta y de adquisici贸n, de acuerdo con los siguientes criterios:

a) El operador del mercado aceptar谩 al precio marginal el total de la energ铆a el茅ctrica ofertada, de aquellas ofertas de venta cuyos precios hayan quedado por debajo de dicho precio marginal.

b) El operador del mercado aceptar谩 al precio marginal el total de la energ铆a el茅ctrica que demanden los compradores por todas las ofertas de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica cuyos precios m谩ximos hayan quedado por encima del precio marginal, salvo en los casos en que no exista energ铆a el茅ctrica suficiente a precio inferior o igual al marginal para satisfacer la demanda que incorpora precios superiores a dicho precio marginal.

c) Al ser las curvas agregadas de producci贸n y demanda de energ铆a el茅ctrica curvas discretas por escalones, el cruce de las mismas puede originar una indeterminaci贸n en la asignaci贸n de energ铆a el茅ctrica que precise la aplicaci贸n de un criterio de reparto, en alguno o algunos per铆odos horarios de programaci贸n de un mismo horizonte diario de programaci贸n, que pueda corresponder a determinadas ofertas de adquisici贸n o venta de dicha energ铆a el茅ctrica. En este supuesto y cuando el cruce de las curvas agregadas de oferta y de demanda de energ铆a el茅ctrica se produzca en un tramo horizontal de cualquiera de ellas o de ambas, el operador del mercado proceder谩 del modo siguiente:

-En el caso de exceso de oferta de venta de energ铆a el茅ctrica, este exceso se deducir谩 proporcionalmente de las cantidades de energ铆a el茅ctrica que figuren en el tramo de las ofertas econ贸micas de venta de los vendedores por aquellas unidades de producci贸n cuyo precio coincida con el precio marginal del per铆odo horario de programaci贸n de que se trate.

-En el caso de exceso de demanda de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica, este exceso se deducir谩 proporcionalmente de las cantidades de energ铆a el茅ctrica incorporadas en los tramos de aquellas ofertas de adquisici贸n cuyo precio coincida con el precio de la 煤ltima oferta de adquisici贸n aceptada.

-Para evitar descuadres debidos al redondeo tras la aplicaci贸n de las deducciones de energ铆a en caso de exceso de oferta o demanda a precio marginal, se aplicar谩 el siguiente procedimiento:

1. Inicialmente, la energ铆a total asignada tras el reparto que no corresponda con un valor entero del primer decimal se truncar谩 al valor entero inferior de dicho decimal.

2. A continuaci贸n, se eval煤a 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 n煤mero de ofertas que deben incrementar su asignaci贸n en 0,1 MWh durante el per铆odo horario para corregir el descuadre.

3. Finalmente se incrementa en 0,1 MWh la energ铆a aceptada a un n煤mero D de ofertas que entraron en el reparto, eligiendo en primer lugar las que quedaron con un valor residual m谩s elevado tras el truncamiento al valor entero inferior del primer decimal. Ante igualdad de este valor se elegir谩n las ofertas con mayor energ铆a asignada. En caso de nueva igualdad, se elegir谩n las ofertas que hayan sido presentadas con anterioridad.

6.2.5. Criterio de fijaci贸n del precio marginal.

En el supuesto de que se produjese indeterminaci贸n en la fijaci贸n del precio marginal de la energ铆a el茅ctrica para un per铆odo horario de programaci贸n de un mismo horizonte diario de programaci贸n, como consecuencia de que las curvas agregadas de oferta y demanda de energ铆a el茅ctrica coincidan o se crucen en un tramo vertical de la curva de oferta, el precio corresponder谩 al del 煤ltimo tramo de la oferta de venta de energ铆a el茅ctrica realizada por la 煤ltima unidad de producci贸n cuya aceptaci贸n haya sido necesaria para atender la demanda que haya resultado casada.

6.3. Procedimiento de casaci贸n cuando concurran ofertas de venta simples y complejas.

Si concurren ofertas simples y complejas de venta de energ铆a el茅ctrica en un mismo per铆odo de programaci贸n de un mismo horizonte diario de programaci贸n, el operador del mercado incorporar谩 en el proceso de casaci贸n con ofertas simples las condiciones que integran las citadas ofertas complejas, por medio de la realizaci贸n de las operaciones que se relacionan a continuaci贸n:

6.3.1. B煤squeda de una primera soluci贸n v谩lida.

El objetivo de esta operaci贸n es encontrar una soluci贸n consistente en determinar 24 precios marginales (23 贸 25 en los d铆as con cambio de hora) correspondientes a los 24 per铆odos horarios de programaci贸n (23 贸 25 en los d铆as con cambio de hora) de un mismo horizonte diario de programaci贸n y una asignaci贸n de energ铆a el茅ctrica a cada una de las unidades de producci贸n cuyo titular haya presentado ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica en el per铆odo horario de programaci贸n de que se trate, que cumpla las condiciones de ofertas indivisibles, las restricciones derivadas del gradiente de carga de las unidades de producci贸n, las condiciones de parada programada y las condiciones, ingresos m铆nimos de las unidades de producci贸n que est茅n incluidas en la soluci贸n.

Para ello el operador del mercado aplicar谩 inicialmente el m茅todo de casaci贸n simple descrito en la cl谩usula anterior, al que se le incorporar谩 como condici贸n la obtenci贸n de una soluci贸n que cumpla con las condiciones derivadas de las ofertas complejas, salvo la condici贸n de ingresos m铆nimos. A este m茅todo se le denominar谩 casaci贸n simple condicionada.

Posteriormente, a fin de que se respete la condici贸n de ingresos m铆nimos, el operador del mercado utilizar谩 un procedimiento iterativo que realice varias casaciones simples condicionadas eliminando de modo sucesivo todas las ofertas econ贸micas de venta correspondientes a cada unidad de producci贸n que no cumplan con la condici贸n de ingresos m铆nimos, hasta que todas las ofertas econ贸micas de venta correspondientes a las unidades de producci贸n consideradas en la soluci贸n cumplan dicha condici贸n.

6.3.1.1. Tratamiento de la comprobaci贸n de la condici贸n de gradiente de carga durante el proceso de casaci贸n simple condicionada.

6.3.1.1.1. Criterios generales.

La condici贸n de gradiente de carga tiene por objeto la limitaci贸n de la asignaci贸n del volumen de energ铆a correspondiente a una oferta de venta de una unidad de producci贸n cuando la variaci贸n de energ铆a entre dos per铆odos horarios de programaci贸n consecutivos supera el valor declarado en la oferta.

A los efectos de esta regla, se denomina.

-Potencia m谩xima: la menor entre la potencia m谩xima en el sistema de informaci贸n del operador del mercado y la potencia m谩xima disponible.

-Potencia m铆nima: la potencia m铆nima en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

Como criterios generales para la comprobaci贸n de la condici贸n de gradiente de carga durante el proceso de casaci贸n simple condicionada, se aplicar谩n los siguientes:

-La declaraci贸n de gradiente es opcional. Un valor de gradiente igual a cero en la oferta se interpreta como renuncia al uso de esta condici贸n compleja.

-Se podr谩n utilizar dos conjuntos de gradientes para cada unidad de producci贸n, de arranque/subida y de parada/bajada cuando la unidad incremente/reduzca su programa en dos per铆odos consecutivos.

-El incremento o reducci贸n de la potencia durante cada hora se considerar谩 siempre lineal.

-La comprobaci贸n de la condici贸n se realizar谩 analizando en primer lugar cada uno de los per铆odos horarios en sentido directo (es decir, comprobando cada per铆odo horario en funci贸n de los datos correspondientes al per铆odo horario de programaci贸n anterior), y en segundo lugar en sentido inverso (es decir, comprobando cada per铆odo horario de programaci贸n en funci贸n de los datos correspondientes al per铆odo horario de programaci贸n posterior).

-La comprobaci贸n de la energ铆a se realizar谩 considerando los valores calculados de potencia al inicio y final de hora, que se obtienen a partir de los datos correspondientes a los per铆odos horarios de programaci贸n anterior o posterior y al valor del gradiente que corresponda aplicar.

En caso de que los valores calculados superen los valores de potencia m谩xima o alcancen valores inferiores al valor m铆nimo de potencia, se tomar谩n dichos valores como l铆mite de la potencia al inicio o final de hora, limitando, en su caso, la energ铆a asignada a las ofertas de compra o venta.

En todo caso, el operador del mercado asignar谩 al titular de una unidad de producci贸n que incorpore a una oferta econ贸mica de venta de energ铆a el茅ctrica la condici贸n de gradiente de carga de subida/arranque o de bajada/parada, una cantidad de energ铆a el茅ctrica inferior a la que hubiere correspondido de no haber incorporado dicha condici贸n.

6.3.1.1.2. Procedimiento.

Una vez obtenido un primer precio marginal para el primer per铆odo horario de programaci贸n, de acuerdo con un procedimiento de casaci贸n simple sin restricciones de gradiente de carga, el operador del mercado comprobar谩 que las ofertas econ贸micas de venta cuyos titulares han incorporado condiciones de gradiente para las unidades de producci贸n objeto de dichas ofertas, las respeten para los per铆odos horarios de programaci贸n siguientes.

Con este fin, el operador del mercado seguir谩 el siguiente procedimiento:

a) Comprobaci贸n de las condiciones del gradiente de carga de subida o arranque.

En primer lugar, se realiza la comprobaci贸n de los gradientes ascendentes (arranque y subida).

-La casaci贸n realizada para la primera hora del d铆a se da inicialmente por v谩lida, sin comprobar restricciones de gradiente. Los valores de potencia inicial (P(0)) y final (P(1)) en dicha hora (en MW, con un m谩ximo de un decimal) se calculan de la siguiente forma:

* Si la energ铆a asignada en la hora 1 (E1) es inferior al nivel de tramo indivisible declarado para esa hora, se supone que la unidad est谩 realizando su puesta en marcha, y se elige el gradiente de arranque. En otro caso, se elige el gradiente de subida.

* Con el gradiente g elegido, se obtienen los valores de potencia al inicio de la hora 1 (P0) y el final de la hora 1 (P1) suponiendo una pendiente lineal ascendente m谩xima que haga cumplir el valor de energ铆a E1 obtenido, esto es:

P0= E1 - g * 30 P1 = E1 + g * 30

Si P0 resulta inferior a cero o P1 supera el m谩ximo valor de potencia de la unidad de producci贸n, se reduce la pendiente al m谩ximo que permita que ambos valores sean factibles, y se almacena el valor de P1.

Asimismo, se fija el valor de la energ铆a m谩xima aceptable para esa hora (EM1) con el valor de E1.

Antes de realizar la casaci贸n de la hora siguiente (h+1), se limitan las ofertas presentadas por cada unidad en esa hora, de acuerdo con sus gradientes declarados, de la siguiente forma:

Se calcula el nivel del tramo indivisible para la hora h+l como el valor de energ铆a del tramo no divisible o no retirable declarado en la hora h+l.

* Si el nivel de potencia fijado para el final de la hora h (Ph) es inferior al nivel del tramo indivisible, se supone que la unidad est谩 realizando su puesta en marcha, y se elige el gradiente de arranque.

* En otro caso, se elige el gradiente de subida declarado por la unidad.

Una vez elegido el gradiente, con valor g, se obtiene el valor de potencia m谩xima posible para el final de la hora h+1, como PMh+1 = Ph + g * 60. Si este valor supera al m谩ximo de la unidad, se toma el m谩ximo como el nuevo valor de PMh+1. El valor de energ铆a m谩xima ofertable por la unidad en la hora h+1 (EMh+1) se obtiene como el valor medio entre Ph, y PMh+1. En los casos en que el valor de EMh+1, no sea entero el primer decimal, se redondear谩 al alza.

- A continuaci贸n se realiza la casaci贸n de la hora h+1 con las ofertas que no han superado el l铆mite. Ello asegura que el despacho para cada unidad va a respetar los gradientes ascendentes (arranque y subida). Tras aplicar las posibles reglas de reparto, se obtiene el valor de energ铆a despachada a cada unidad en la hora h+1 (Eh+1).

- Seguidamente, se calcula el nivel de potencia asignado al final de dicha hora Ph+1, El c谩lculo de este valor ser谩 diferente para la segunda hora del d铆a que para el resto de las horas:

*Para la segunda hora del d铆a, se tratar谩 de asignar un valor de potencia que suponga un r茅gimen lineal uniforme durante las horas 1 y 2.

*Si E2 es superior a E1, se obtiene P2 = E1 + 3/2 * (E2 - E1). Si P2 supera al m谩ximo de la unidad, se da a P2 el valor de dicho m谩ximo.

*En otro caso, se fija el nivel de potencia P2 con el valor de E2

*Para el resto de las horas del d铆a, la potencia al final de la hora h+1 se calcular谩 de la siguiente forma:

*Si Eh+1 es superior a Ph, se obtiene Ph+1 = Ph + 2 * (Eh+1 - Ph).

*En otro caso, se fija el nivel de potencia Ph+1 con el valor de Eh+1.

Esto se realiza de esta forma porque, para obtener el nivel de energ铆a calculado, la pendiente de potencia deber铆a ser descendente, que se comprobar谩, como gradiente de parada o bajada, en el proceso que se describe posteriormente.

-El mismo proceso se repite hasta la 煤ltima hora del d铆a, obteniendo un despacho que cumple los gradientes ascendentes. Para cada hora, se retiene el valor calculado de energ铆a m谩xima admisible (EMh)

El operador del mercado conservar谩 en sus archivos el valor de la potencia que corresponde a cada unidad de producci贸n al final de ese per铆odo horario de programaci贸n, de manera que pueda utilizar dicho valor para la comprobaci贸n de los gradientes de carga de subida de los per铆odos horarios de programaci贸n posteriores y de los gradientes de carga de bajada a que se refiere al apartado b) posterior de este n煤mero.

b) Comprobaci贸n de las condiciones de gradiente de carga de bajada o parada.

Para realizar la comprobaci贸n del cumplimiento de las condiciones de gradiente de carga de bajada, el operador del mercado repetir谩 las operaciones descritas en los apartados anteriores de este n煤mero, si bien comenzar谩 desde el 煤ltimo per铆odo horario de programaci贸n y seguir谩 en sentido opuesto al establecido para la comprobaci贸n del cumplimiento de las condiciones de gradiente de carga de subida empleando, por contra, el par谩metro que define el gradiente de carga de bajada. El valor del gradiente de carga corresponder谩 con el gradiente de parada cuando la potencia inicio de hora del per铆odo de programaci贸n siguiente sea inferior al tramo indivisible declarado en el per铆odo de programaci贸n.

-La casaci贸n realizada para la 煤ltima hora del d铆a se da definitivamente por v谩lida. El valor de potencia inicial (P23) y final (P24) en dicha hora (en MW, con un m谩ximo de un decimal) se calcula de la siguiente forma:

*Si la energ铆a asignada en la hora 24 (E24) es inferior al nivel del tramo indivisible declarado para esa hora, se supone que la unidad est谩 parando, y se elige el gradiente de parada. En otro caso, se elige el gradiente de bajada.

*Con el gradiente g elegido, se obtienen los valores de potencia al inicio de la hora 24 (P23) y al final de la hora 24 (P24) suponiendo una pendiente lineal descendente m谩xima que haga cumplir el valor de energ铆a E24 obtenido, esto es:

P23 = E24 + g * 30 P24 = E 24 - g * 30

*Si P24 resulta inferior a cero o P23 supera el m谩ximo valor de potencia de la unidad de producci贸n, se reduce la pendiente al m谩ximo que permita que ambos valores sean factibles, y se almacena el valor de P23.

-Antes de repetir la casaci贸n de la hora anterior (h), se limitan las ofertas presentadas por cada unidad en esa hora, de acuerdo con sus gradientes declarados, de la siguiente forma:

*Si el nivel de potencia fijado para el final de la hora h (Ph) es inferior al nivel del tramo indivisible declarado en la hora h, se elige el gradiente de parada declarado por la unidad.

*En otro caso, se elige el gradiente de bajada declarado por la unidad.

- Una vez elegido el gradiente, con valor g, se obtiene el valor de potencia m谩xima posible para el inicio de la hora h, como PMh-1 = Ph + g* 60. Si este valor supera al m谩ximo de la unidad, se toma el m谩ximo como nuevo valor de PMh-1. El valor de energ铆a m谩xima ofertable por la unidad en la hora h (EMh) se obtiene como el valor medio entre Ph y PMh-1. En los casos en que el valor de EMh no sea entero el primer decimal, se redondear谩 al alza. Si este valor supera al l铆mite calculado en el proceso de ida para la hora h, se toma el valor anterior de EMh, lo cual asegura el cumplimiento del gradiente ascendente anterior.

-A continuaci贸n se realiza la casaci贸n de la hora h con las ofertas que no han superado el l铆mite. Ello asegura que el despacho para cada unidad va a respetar los gradientes descendentes (parada y bajada). Tras aplicar las posibles reglas de reparto, se obtiene el valor de energ铆a despachada a cada unidad en la hora h (Eh).

- Seguidamente, se calcula el nivel de potencia asignado al inicio de dicha hora (Ph-1). El c谩lculo de este valor ser谩 diferente para la pen煤ltima hora del d铆a que para el resto de las horas:

*Para la pen煤ltima hora del d铆a (23), se tratar谩 de asignar un valor de potencia que suponga un r茅gimen lineal uniforme durante las horas 23 y 24.

*Si E23, es superior a E24, se obtiene P22 = E24 + 3/2 * (E23 - E24). Si P22 supera al m谩ximo de la unidad, se da a P22 el valor de dicho m谩ximo.

*En otro caso, se fija el nivel de potencia P22 con el valor de E23.

Para el resto de las horas del d铆a, la potencia al inicio de la hora h se calcular谩 de la siguiente forma:

Si Eh es superior a Ph se obtiene Ph-1 = Ph + 2 * (Eh-Ph)

En otro caso, se fija el nivel de potencia Ph-1 con el valor de Eh.

- Este proceso se repite hasta la primera hora del d铆a.

En el proceso inverso se tomar谩 como potencia m谩xima al inicio de hora en cada per铆odo de programaci贸n el valor m谩s restrictivo entre el calculado en este proceso, y el registrado en el proceso de comprobaci贸n de gradientes de carga de subida o arranque.

6.3.1.2. Tratamiento de la condici贸n de ingresos m铆nimos.

El operador del mercado considerar谩 esta condici贸n en el proceso de casaci贸n en la fase final de la b煤squeda de la primera soluci贸n v谩lida de acuerdo con las siguientes operaciones:

1. El operador del mercado determinar谩 a partir de los resultados obtenidos de una casaci贸n simple con incorporaci贸n del resto de las condiciones complejas, si existen unidades de producci贸n de energ铆a el茅ctrica para las que sus titulares hayan declarado condici贸n de ingresos m铆nimos en sus ofertas de venta de energ铆a el茅ctrica y no cumplan dicha condici贸n.

En caso de que no existan unidades de producci贸n en estas condiciones, la soluci贸n obtenida es el resultado del proceso de casaci贸n.

2. En el supuesto de que existan unidades de producci贸n cuyos titulares hayan presentado ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica que no cumplan la citada condici贸n, el operador del mercado calcular谩, para cada una de ellas, el precio medio del kWh derivado de su condici贸n de ingresos m铆nimos y el precio medio por kWh que percibir铆an como resultado de la casaci贸n simple condicionada.

3. La oferta econ贸mica de venta de energ铆a el茅ctrica correspondiente a la unidad de producci贸n para la que resulte la mayor diferencia entre los dos precios referidos en el apartado anterior, quedar谩 eliminada en todos los tramos de la oferta de venta cuyo titular haya realizado en el horizonte diario de programaci贸n, con excepci贸n de aquellos tramos para los que el titular de la unidad de producci贸n de que se trate hubiera declarado condici贸n de parada programada.

4. Una vez eliminada la oferta econ贸mica de venta correspondiente a la citada unidad de producci贸n, el operador del mercado reproducir谩 para el conjunto de ofertas econ贸micas de venta no eliminadas el proceso de casaci贸n simple incorporando el resto de condiciones complejas excepto la de ingresos m铆nimos.

5. El operador del mercado repetir谩 el proceso de eliminaci贸n de ofertas econ贸micas de venta hasta que se alcance una soluci贸n en la que todas las ofertas econ贸micas de venta casadas respeten la condici贸n de ingresos m铆nimos. Esta soluci贸n ser谩 la primera soluci贸n v谩lida.

6.3.2. Mejora sucesiva de la primera soluci贸n v谩lida.

Una vez encontrada una primera soluci贸n v谩lida en la que las ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica incluidas en la misma respetan todas las condiciones que hubieren incorporado, se inicia un proceso de b煤squeda de la precedencia econ贸mica de las unidades de producci贸n incluidas en el proceso de casaci贸n correspondiente a cada per铆odo horario de programaci贸n de que se trate. Dicho proceso de b煤squeda, estar谩 basado en la condici贸n de que la suma de las diferencias entre los ingresos correspondientes al precio marginal y los ingresos m铆nimos solicitados para las unidades de producci贸n no aceptadas para las que esa diferencia sea positiva, sea m铆nima o nula, de acuerdo con la siguiente formulaci贸n:

donde:

E (up,t,h): Energ铆a del tramo t de la unidad de producci贸n que hubiera resultado casado en la hora h al precio resultante de la casaci贸n PM (h).

IMIN(up): Ingreso m铆nimo solicitado para la unidad de producci贸n en la oferta, conforme a las energ铆as que hubiesen resultado casadas al precio resultante de la casaci贸n PM (h).

MI(up): Margen de ingreso de la unidad de producci贸n.

Para todas las unidades de producci贸n cuyo margen de ingreso MI (up) sea positivo se calcular谩:

La soluci贸n final objetivo buscado por el algoritmo ser谩 aquella que obtenga un valor TMI igual a cero. Puede pasar que no exista ninguna soluci贸n que cumpla dicha condici贸n. En este caso, el algoritmo dar谩 como resultado aquella con un valor TMI inferior.

Cada vez que el operador del mercado haya casado una combinaci贸n de ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica y 茅sta resulte v谩lida, comprobar谩 si el TMI de dicha combinaci贸n es inferior, superior o igual al TMI que existe para la mejor combinaci贸n de ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica conocida.

-Si el TMI es superior, el operador del mercado registrar谩 la combinaci贸n de ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica como probada y v谩lida.

-Si el TMI es inferior, el operador del mercado seleccionar谩 la nueva combinaci贸n de ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica como la mejor hasta ese momento, y la marcar谩 como probada y v谩lida.

-Si el TMI es igual, el operador del mercado seleccionar谩 de las dos combinaciones de ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica (la del TMI inferior hasta ese momento y la actual) que tenga menor precio medio de la energ铆a. En el supuesto de que persistiese la igualdad entre ambas combinaciones, el operador del mercado elegir谩 la combinaci贸n que d茅 lugar a un margen medio m谩s elevado para las unidades de producci贸n.

En caso de no encontrarse en este proceso ninguna soluci贸n que cumpla la condici贸n de ser la soluci贸n final buscada, el programa dar谩 como soluci贸n la que obtenga la menor suma de las diferencias entre los ingresos correspondientes al precio marginal y los ingresos m铆nimos solicitados para las unidades de producci贸n no aceptadas, siempre que dichas diferencias sean positivas.

Este proceso de b煤squeda de la soluci贸n final estar谩 limitado en tiempo, treinta (30) minutos y en n煤mero de iteraciones, tres mil (3.000). El operador del mercado archivar谩 en su sistema inform谩tica el n煤mero de iteraciones efectuado.

6.4. Proceso de casaci贸n cuando se exceda la capacidad neta de referencia de intercambio en las interconexiones internacionales.

6.4.1. Supuesto de aplicaci贸n.

El operador del mercado llevar谩 a cabo el c谩lculo de la primera soluci贸n final, que considerar谩 provisional, cuando concurran las siguientes condiciones:

-Que el operador de sistema haya publicado una capacidad m谩xima o de referencia, por per铆odo, a tomar en consideraci贸n en los intercambios que puedan producirse en las interconexiones internacionales en cada sentido de flujo, a los efectos de estas reglas.

-Que el flujo de energ铆a resultante de las ofertas incluidas en la primera soluci贸n final provisional y de los contratos bilaterales f铆sicos, supere para alguna de las interconexiones internacionales, en alguno de los per铆odos de programaci贸n, la capacidad m谩xima o de referencia establecida por el operador de sistema en alguno de los sentidos.

-Que la proporci贸n de energ铆a que corresponda del citado flujo excedente al saldo de las ofertas incluidas en la primera soluci贸n final provisional, sea superior al diez (10) por ciento de la capacidad m谩xima o de referencia.

6.4.2. Predeterminaci贸n de los datos a considerar.

1. El operador del mercado obtendr谩 una primera soluci贸n en el proceso de casaci贸n, denominada primera soluci贸n final provisional, considerando una capacidad de intercambio ilimitada en las interconexiones.

2. El operador del mercado determinar谩 el saldo de las ejecuciones de los contratos bilaterales f铆sicos comunicados, que afecten a la interconexi贸n internacional que tiene d茅ficit de capacidad seg煤n los datos establecidos por el operador de sistema, llamando a dicho valor INTCB. En caso de ser el saldo de sentido contrario a aquel que tiene d茅ficit de capacidad, el valor de INTCB ser谩 nulo.

3. El operador del mercado determinar谩 el saldo de las ofertas de compra y venta incluidas en la primera soluci贸n final provisional, que afecten a la interconexi贸n internacional que tiene d茅ficit de capacidad seg煤n los datos establecidos por el operador de sistema, llamando a dicho valor INTMD. En caso de ser el saldo de sentido contrario a aquel que tiene d茅ficit de capacidad, el valor de INTMD ser谩 nulo.

4. El operador del mercado determinar谩 la capacidad m谩xima de la interconexi贸n internacional que puede ser ocupada en cada uno de los per铆odos de programaci贸n por el conjunto de contratos bilaterales f铆sicos (CBMAX), en el sentido en el que exista el d茅ficit de capacidad,de interconexi贸n. Este valor m谩ximo se calcular谩 como:

CBMAX = INTCB * (OSMAX / [INTCB + INTMD])

siendo OSMAX la capacidad m谩xima o de referencia establecida por el operador de sistema para esa interconexi贸n internacional, en ese sentido, y en ese per铆odo de programaci贸n.

5. El operador del mercado determinar谩 la capacidad m谩xima de la interconexi贸n internacional que puede ser ocupada por el conjunto de ofertas realizadas al mercado diario, en el sentido en el que exista el d茅ficit de capacidad de interconexi贸n. Este valor m谩ximo se calcular谩 como:

OMMAX = INTMD * (OSMAX / [INTCB + INTMD])

6.4.3. Procedimiento de determinaci贸n de la soluci贸n final.

El operador del mercado realizar谩 el c谩lculo de una nueva soluci贸n final, que considerar谩 definitiva, de tal manera que se cumplan las condiciones establecidas para la b煤squeda de la soluci贸n final descrita en los apartados previos de esta regla, y sin que se supere en ninguno de los per铆odos de programaci贸n el valor de OMMAX descrito previamente. Para cumplir el objetivo de no superar la capacidad m谩xima, ser谩n retiradas del proceso de casaci贸n las ofertas de venta o adquisici贸n que incrementen el exceso de flujo en el sentido en el que se supera dicho l铆mite, en orden decreciente de precio en el caso de las ventas, y creciente en el de adquisiciones.

6.4.4. Comunicaciones.

1. En funci贸n del proceso anterior, y a fin de posibilitar el cumplimiento del art铆culo 9 de la Orden del Ministerio de Industria y Energ铆a del 14 de julio de 1998 por la que se establece el r茅gimen jur铆dico aplicable a los agentes externos para la realizaci贸n de intercambios intracomunitarios e internacionales de energ铆a el茅ctrica, el operador del mercado comunicar谩 al operador del sistema la asignaci贸n de la capacidad m谩xima por interconexi贸n internacional correspondiente a los contratos bilaterales f铆sicos para su posterior utilizaci贸n en el proceso de an谩lisis de restricciones.

2. A las 11.00 horas el operador del mercado enviar谩 al operador del sistema el Programa Base de Funcionamiento.

Regla 7陋 Primera iteraci贸n del proceso de presentaci贸n de ofertas y soluci贸n de situaciones de indeterminaci贸n del algoritmo de casaci贸n.

7.1. Primera iteraci贸n.

El operador del mercado llevar谩 a cabo una segunda petici贸n del ofertas denominada primera iteraci贸n en los siguientes casos:

a) Cuando los titulares de varias unidades de producci贸n que incorporen a su oferta econ贸mica de venta de energ铆a el茅ctrica la condici贸n de indivisibilidad hayan presentado ofertas a precio cero, siempre que se produzca una situaci贸n de exceso de oferta de venta de energ铆a el茅ctrica en alguno de los per铆odos de programaci贸n de la soluci贸n final y esa situaci贸n se d茅 a precio cero.

b) Cuando, por haber incorporado los titulares d茅 las unidades de producci贸n en algunas de sus ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica la condici贸n de ingresos m铆nimos, y el operador del mercado no pueda obtener una primera soluci贸n v谩lida en el proceso de casaci贸n.

c) Cuando, por otras situaciones derivadas de la complejidad de las condiciones t茅cnicas y econ贸micas introducidas en las ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica del propio dise帽o del sistema inform谩tico del operador del mercado, el proceso de casaci贸n no pueda dar un resultado v谩lido.

7.2. Caracter铆sticas de las ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica que se presenten en la primera iteraci贸n.

Las ofertas econ贸micas de venta a que se refiera este apartado tienen las mismas caracter铆sticas que las ofertas econ贸micas de venta descritas en la Regla 4陋, salvo en que:

a) No se podr谩 incorporar condici贸n de ingresos m铆nimos.

b) No se podr谩n incorporar tramos indivisibles a precio cero.

7.3. Caracter铆sticas de las ofertas econ贸micas de adquisici贸n de energ铆a electrica que se presenten en la primera iteraci贸n.

Las ofertas de adquisici贸n v谩lidas enviadas para el proceso de casaci贸n del mercado diario, ser谩n registradas como v谩lidas para el proceso de primera iteraci贸n, en caso de ser necesaria la apertura de 茅ste.

Regla 8陋 Tratamiento de los tramos indivisibles.

Si en el proceso de casaci贸n o en la primera iteraci贸n se produjera indeterminaci贸n como consecuencia de que la oferta agregada excede de la demanda agregada al precio marginal, por la existencia de uno o varios tramos indivisibles, el operador del mercado resolver谩 tal indeterminaci贸n seg煤n se describe en las siguientes situaciones:

a) Si todos los tramos de venta que tienen precio igual al marginal de la hora son divisibles, se asigna a cada uno de ellos una parte proporcional de su oferta de energ铆a, tal que la suma de todas las ofertas agregadas de venta sea igual a la suma de las ofertas agregadas de compra. La proporci贸n aplicada es la que corresponde a la proporci贸n entre la energ铆a ofertada en el tramo respecto de la suma de las energ铆as ofertadas en los tramos que marcan marginal. Esta proporci贸n es independiente del valor del precio marginal.

b) Si la suma agregada de ofertas de venta con precio inferior al marginal de la hora, m谩s la suma de los tramos indivisibles al precio marginal, es inferior a la suma agregada de demandas a precio superior o igual al marginal, existen dos posibilidades:

b.1. Si el precio marginal de la hora es distinto de cero se procede igual que en el punto a), considerando todos los tramos al precio marginal como divisibles.

b.2. Si el precio marginal de la hora es cero se asigna el total de la oferta de los tramos indivisibles, y una proporci贸n de la oferta de los tramos divisibles tal que la suma agregada de las ofertas de venta a precio cero sea igual a la suma de ofertas de compra a precio superior al marginal. La proporci贸n aplicada es la que corresponde a la proporci贸n entre la energ铆a ofertada en el tramo divisible respecto de la suma de las energ铆as ofertadas en los tramos divisibles que marcan marginal.

c) Si la suma agregada de ofertas de venta con precio inferior al marginal de la hora, m谩s la suma de los tramos indivisibles al precio marginal, es superior a la suma agregada de demandas a precio superior o igual al marginal, existen tres posibilidades:

c.1. Si se est谩 en el proceso de casaci贸n, y el precio marginal es cero, se contin煤a con el proceso hasta que termine la casaci贸n. Si una vez terminado el proceso, contin煤a la situaci贸n, se indica la necesidad de realizar la primera iteraci贸n, en los t茅rminos descritos en la primera iteraci贸n del proceso de presentaci贸n de ofertas y soluci贸n de situaciones de indeterminaci贸n del algoritmo de casaci贸n.

c.2. Si se est谩 en el proceso de casaci贸n y el precio marginal no es cero, se asigna una proporci贸n de todos los tramos ofertados a precio marginal, tal que la suma agregada de las ofertas de venta a precio inferior al marginal, m谩s la suma de la proporci贸n asignada de todos los tramos a precio marginal sea igual a la suma de ofertas de compra a precio superior o igual al marginal. La proporci贸n aplicada es la que corresponde a la proporci贸n entre la energ铆a ofertada en el tramo a precio marginal, respecto de la suma de todas las energ铆as ofertadas a ese precio.

c.3. Si se est谩 en proceso de primera iteraci贸n, se asignar谩 una proporci贸n a las ofertas tal que la suma de la proporci贸n asignada sea igual a la suma agregada de las ofertas de compra a precio superior o igual a marginal. La proporci贸n aplicada es la que corresponde a la proporci贸n entre la energ铆a ofertada en el tramo respecto de la suma de las energ铆as ofertadas en los tramos que marcan marginal. Esta proporci贸n es independiente del valor del precio marginal.

Regla 9陋 Situaciones excepcionales.

9.1. A los efectos de lo establecido en estas Reglas de Funcionamiento del Mercado son situaciones excepcionales aquellas que determinan una imposibilidad de llevar a cabo el proceso de presentaci贸n y aceptaci贸n de ofertas o el proceso de casaci贸n.

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

a) Insuficiencia de oferta de venta de energ铆a el茅ctrica para atender la demanda que utilice el precio instrumental del sistema.

En tal caso el operador del mercado establecer谩 el orden de precedencia econ贸mica de las ofertas de venta disponibles remitiendo al operador del sistema dicho orden con d茅ficit para los per铆odos horarios de programaci贸n en que dicha insuficiencia de oferta se produzca.

b) Imposibilidad de realizar el proceso de mejora sucesiva de la primera soluci贸n v谩lida.

En caso de no ser posible la ejecuci贸n del proceso de mejora sucesiva de la primera soluci贸n v谩lida, se tomar谩 la primera soluci贸n v谩lida como resultado del proceso de casaci贸n.

c) Fuerza mayor.

c.1. Si 茅sta fuera previsible, pero inevitable, el operador del mercado realizar谩 casaciones anticipadas ampliando, para ello, el horizonte diario de programaci贸n para incluir en el mismo los per铆odos horarios de programaci贸n en que la situaci贸n excepcional de fuerza mayor persistiese. Si la fuerza mayor fuere imprevisible, el operador del mercado podr谩 determinar la casaci贸n sobre la base de datos hist贸ricos.

c.2. Si es debida a aver铆as graves en los equipos inform谩ticos o de comunicaciones del operador del mercado que impidan el correcto funcionamiento de los mismos. El operador del mercado podr谩 arbitrar medidas de igual contenido a las del punto c.1) anterior.

d) Imposibilidad de determinaci贸n de la casaci贸n como consecuencia de las condiciones t茅cnicas y econ贸micas de las ofertas complejas.

Si la imposibilidad de determinaci贸n de la casaci贸n subsiste, incluso en los supuestos previstos de solicitud de la primera iteraci贸n, el operador del mercado proceder谩 a determinar la casaci贸n sobre la base de datos hist贸ricos.

Regla 10陋 Programa diario base de funcionamiento.

El programa diario base de funcionamiento se compone del resultado de la casaci贸n, de los programas de los productores en r茅gimen especial que no hayan presentado ofertas al mercado diario, de la comunicaci贸n de los contratos bilaterales f铆sicos que se van a ejecutar, y de las producciones e insumos en cada uno de los nudos de conexi贸n a la red.

El programa diario base de funcionamiento incorporar谩 los siguientes elementos:

1. El precio marginal de la energ铆a el茅ctrica para cada per铆odo horario de programaci贸n de un mismo horizonte diario de programaci贸n.

2. La energ铆a el茅ctrica que corresponde por tramos a cada unidad de producci贸n cuya oferta econ贸mica de venta de energ铆a el茅ctrica haya resultado casada y la energ铆a el茅ctrica que corresponde por tramos a cada unidad de adquisici贸n cuya oferta econ贸mica de compra de energ铆a el茅ctrica haya resultado casada.

3. El orden de precedencia econ贸mica correspondiente a cada tramo de las ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica de las unidades de producci贸n que hayan resultado casados total o parcialmente por la aplicaci贸n de la Reglas 6, 8 y 11.

4. La energ铆a el茅ctrica que corresponde por tramos a las unidades de producci贸n cuyas ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica no hayan resultado casados, total o parcialmente por la aplicaci贸n de las Reglas 6, 8, y 11, as铆 como su orden de precedencia econ贸mica.

5. En su caso, la energ铆a el茅ctrica programada por las unidades de producci贸n en r茅gimen especial disponibles, exceptuadas de la obligaci贸n de presentar ofertas.

6. La cantidad de energ铆a intercambiada en la comunicaci贸n de los contratos bilaterales f铆sicos de energ铆a el茅ctrica a ejecutar realizados directamente entre consumidores cualificados y los productores, y los suscritos por agentes externos, con la informaci贸n adicional del coste en ptas./kWh para la adquisici贸n de la capacidad disponible en la interconexi贸n, en caso de producirse restricciones en la misma.

7. Las producciones previstas para cada unidad de producci贸n y los insumos que hayan de efectuarse en cada uno de los nudos de conexi贸n a la red para atender las demandas aceptadas en cada una de las unidades de adquisici贸n, ambas comunicadas por los agentes al operador del mercado, a la vista del resultado de la casaci贸n y de la ejecuci贸n de los contratos bilaterales f铆sicos.

10.1. Resultado de la casaci贸n.

El programa base de casaci贸n es el resultado de la casaci贸n a que se refiere el Real Decreto 2019/1997 en su art铆culo 10. A los efectos de estas Reglas de Funcionamiento del Mercado se entiende por programa base de casaci贸n la programaci贸n de entrada en la red establecida por el operador del mercado a partir de la casaci贸n de las ofertas de producci贸n y adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica y en el que se determina, para cada per铆odo horario de un mismo horizonte diario de programaci贸n, el volumen de energ铆a el茅ctrica que se requiere que se produzca para cubrir la adquisici贸n de dicha energ铆a el茅ctrica.

El operador del mercado comunicar谩 al operador del sistema y a los agentes del mercado el contenido del programa base de casaci贸n en los t茅rminos establecidos en estas Reglas.

10.2. Contratos bilaterales f铆sicos.

El operador del mercado para la confecci贸n del programa diario base de funcionamiento en cuanto a los contratos bilaterales f铆sicos adaptar谩 sus procesos de la forma expresada a continuaci贸n:

10.2.1. Caracter铆sticas del contrato bilateral f铆sico entre agentes del mercado.

Cuando se establezca un contrato bilateral f铆sico entre dos agentes del mercado 茅ste tendr谩 las siguientes caracter铆sticas:

-Los contratos bilaterales f铆sicos tendr谩n la duraci贸n m铆nima de un a帽o.

-Con un per铆odo m铆nimo de 3 d铆as laborables previo a la comunicaci贸n de la ejecuci贸n del contrato bilateral f铆sico, los agentes deber谩n comunicar al operador del mercado la siguiente informaci贸n:

La existencia del contrato bilateral f铆sico, indicando de forma detallada los per铆odos temporales en que el contrato haya de ser ejecutado y los puntos de suministro y consumo a fin de ser tomados en consideraci贸n para la determinaci贸n de los programas diarios.

La unidad, unidades de producci贸n, o agente externo, involucradas en el contrato bilateral f铆sico, as铆 como la unidad, o unidades de adquisici贸n del consumidor cualificado, o agente externo, que vayan a ser suministrados.

-El operador del mercado comprobar谩 previo a la comunicaci贸n de la ejecuci贸n del contrato:

Que las unidades de producci贸n o, en su caso, el agente externo y el agente titular de las adquisiciones est谩n inscritos en los Registros Administrativos que correspondan del Ministerio de Industria y Energ铆a.

Que todas las unidades de producci贸n pertenecen a un mismo agente, y que todas las unidades de adquisici贸n pertenecen igualmente a un mismo agente.

-Todos los agentes del mercado participantes en contratos bilaterales f铆sicos podr谩n acudir al mercado intradiario para negociar compras y ventas de energ铆a con las unidades involucradas en la comunicaci贸n de la ejecuci贸n del contrato bilateral f铆sico.

-El operador del mercado incluir谩, en su sistema de informaci贸n, los siguientes datos aportados por los agentes que suscriben un contrato bilateral f铆sico:

Unidades de producci贸n involucradas, y energ铆a horaria m谩xima, y m铆nima en su caso, de cada una de las unidades de producci贸n que participan en el contrato bilateral f铆sico. Este valor debe ser inferior al m谩ximo registrado en el sistema de informaci贸n del operador del mercado. El valor se expresar谩 en MWh con un m谩ximo de un decimal.

Agente externo involucrado, y energ铆a horaria (MWh) m谩xima y m铆nima, en su caso, que ser谩 inferior al m谩ximo registrado en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

Unidades de adquisici贸n del cliente cualificado involucradas, y energ铆a horaria m谩xima, y m铆nima en su caso, de cada una de las unidades de adquisici贸n que participan en el contrato bilateral f铆sico. Este valor debe ser inferior al m谩ximo registrado en el sistema de informaci贸n del operador del mercado. El valor se expresar谩 en MWh con un m谩ximo de un decimal.

Energ铆a horaria m谩xima y m铆nima a intercambiar en el contrato bilateral f铆sico, en MWh con un m谩ximo de un decimal.

Fecha de inicio y fin de contrato.

Agente responsable de la comunicaci贸n de la ejecuci贸n del contrato.

Parte contratante (titular de las unidades de producci贸n, agente externo, o el cliente cualificado), que asume los costes por restricciones, los costes fijos del servicio de regulaci贸n secundaria, los costes por desv铆os de programa en las unidades de producci贸n y de las unidades de adquisici贸n y, en general, todos aquellos costes que se deriven de la aplicaci贸n de las presentes reglas.

Puntos de consumo y de suministro, nudos el茅ctricos donde ser谩 ejecutado el contrato bilateral.

10.2.2. Caracter铆sticas del contrato bilateral f铆sico entre un agente del mercado y un comprador que no es agente del mercado.

Cuando se establezca un contrato bilateral f铆sico entre un agente productor del mercado y un comprador de un sistema el茅ctrico externo, que no sea agente del mercado, 茅ste tendr谩 las siguientes caracter铆sticas:

-Los contratos bilaterales f铆sicos tendr谩n una duraci贸n m铆nima de un a帽o.

-Con un per铆odo m铆nimo de 3 d铆as laborables previo a la comunicaci贸n de la ejecuci贸n del contrato bilateral f铆sico, los agentes deber谩n comunicar al operador del mercado la siguiente informaci贸n:

La existencia del contrato bilateral f铆sico, indicando de forma detallada los per铆odos temporales en que el contrato haya de ser ejecutado y los puntos de suministro y consumo a fin de ser tomados en consideraci贸n para la determinaci贸n de los programas diarios.

La unidad, unidades de producci贸n, o agente externo, involucradas en el contrato bilateral f铆sico, as铆 como la unidad de adquisici贸n instrumental del comprador que vaya a ser suministrada por la unidad, o unidades de producci贸n o agentes externos.

-El operador del mercado comprobar谩 previo a la comunicaci贸n de la ejecuci贸n del contrato:

Que las unidades de producci贸n o, en su caso el agente externo est谩n inscritos en los Registros Administrativos que correspondan del Ministerio de Industria y Energ铆a.

Que todas las unidades de producci贸n pertenecen a un mismo agente.

-El titular de las unidades de producci贸n o, en su caso, agente externo podr谩 acudir al mercado intradiario para negociar -compras y ventas de energ铆a con las unidades involucradas en la comunicaci贸n de la ejecuci贸n del contrato bilateral f铆sico. El titular de la unidad de adquisici贸n instrumental no podr谩 acudir al mercado intradiario para negociar compras ni ventas de energ铆a para dicha unidad instrumental. El titular de las unidades de producci贸n o, en su caso agente externo asume los costes por restricciones, los costes fijos derivados del servicio complementario de regulaci贸n secundaria, los costes por desv铆os de programa en las unidades de producci贸n y de la unidad de adquisici贸n, as铆 como todos aquellos costes que se deriven de la aplicaci贸n de las presentes reglas. Dichos costes ser谩n imputados de forma proporcional a las energ铆as asignadas a las unidades en la comunicaci贸n de la ejecuci贸n del contrato bilateral f铆sico.

-El agente responsable de la comunicaci贸n de la ejecuci贸n del contrato bilateral f铆sico ser谩 el titular de las unidades de producci贸n o agente externo.

-El operador del mercado incluir谩 en su sistema de informaci贸n los siguientes datos aportados por los part铆cipes que suscriben un contrato bilateral f铆sico:

Unidades de producci贸n involucradas y energ铆a horaria m谩xima, y m铆nima en su caso, de cada una de las unidades de producci贸n que participan en el contrato bilateral. Este valor debe ser inferior al m谩ximo registrado en el sistema de informaci贸n del operador del mercado. El valor se expresar谩 en MWh con un m谩ximo de un decimal.

Agente externo involucrado, y energ铆a horaria (MWh) m谩xima y m铆nima, en su caso, que ser谩 inferior al m谩ximo registrado en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

Energ铆a horaria m谩xima y m铆nima a intercambiar en el contrato bilateral, en MWh con un m谩ximo de un decimal.

Fecha de inicio y fin de contrato.

Puntos de consumo y de suministro, nudos el茅ctricos donde ser谩 ejecutado el contrato bilateral

10.2.3. Comunicaci贸n de la ejecuci贸n del contrato bilateral f铆sico.

El agente responsable de la comunicaci贸n de la ejecuci贸n del contrato bilateral f铆sico enviar谩 esta comunicaci贸n antes del cierre de la sesi贸n del mercado diario en caso de estar involucrados los flujos por las interconexiones internacionales, y antes de transcurrida una hora del cierre de la sesi贸n del mercado diario correspondiente en caso de no estar involucradas las interconexiones internacionales. Los datos que deben ser enviados por el agente responsable son los siguientes:

-C贸digo del contrato bilateral f铆sico al que se refiere la comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria del contrato bilateral f铆sico.

-Programa de producci贸n horario de las unidades de producci贸n, en MWh con un m谩ximo de un decimal.

-Programa de adquisici贸n horario de las unidades de adquisici贸n, en MWh con un m谩ximo de un decimal.

-Fecha de vigencia de la ejecuci贸n diaria del contrato bilateral f铆sico.

-C贸digo de definici贸n de ejecuci贸n por defecto (SIN).

10.2.4. Validaciones a la comunicaci贸n de la ejecuci贸n del contrato bilateral f铆sico.

Con la recepci贸n de la comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria de un contrato bilateral f铆sico, ya sea o no por defecto, se realizar谩n las siguientes validaciones:

-El agente que env铆a la comunicaci贸n de la ejecuci贸n del contrato bilateral f铆sico es el agente autorizado en el contrato bilateral f铆sico para la realizaci贸n de 茅ste.

-Para cada unidad de producci贸n, agentes externos o unidades de adquisici贸n de los consumidores cualificados, el valor declarado en la comunicaci贸n de la ejecuci贸n en cada per铆odo de programaci贸n debe ser inferior al m谩ximo declarado en el contrato bilateral f铆sico, y superior al m铆nimo. La suma para cada per铆odo de programaci贸n de las ventas de la comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria del contrato bilateral f铆sico, debe ser inferior al valor m谩ximo declarado en el contrato bilateral f铆sico y superior al m铆nimo.

-La suma para cada per铆odo de programaci贸n de las ventas de la comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria del contrato bilateral f铆sico, debe ser igual a la suma de las adquisiciones de la comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria del contrato bilateral f铆sico, en el mismo per铆odo de programaci贸n.

-Las unidades de producci贸n y adquisici贸n declaradas est谩n definidas en el contrato bilateral f铆sico.

Adem谩s, para la comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria del contrato bilateral f铆sico que no sea por defecto se debe validar que:

-La hora de recepci贸n de la comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria del contrato bilateral f铆sico es antes del cierre de la sesi贸n del mercado diario en caso de estar involucradas las interconexiones internacionales, y transcurrida una hora del cierre de la sesi贸n del mercado diario correspondiente en caso de no estar involucradas las interconexiones internacionales.

-Para cada unidad de producci贸n la suma para cada per铆odo de programaci贸n de la comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria del contrato bilateral f铆sico declarado, m谩s el programa base de casaci贸n de la unidad de producci贸n (en caso de haber sido ejecutada la casaci贸n ser谩 el valor resultado de la casaci贸n, y en caso de no haber sido ejecutada se tomar谩 un valor nulo), debe ser inferior al valor disponible. Igualmente se debe cumplir esta validaci贸n para las unidades de adquisici贸n.

10.2.5. Incorporaci贸n al programa base de funcionamiento.

Para un contrato bilateral f铆sico s贸lo existir谩 una comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria del contrato bilateral f铆sico para el per铆odo de programaci贸n, ya sea por tener una comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria v谩lida del contrato bilateral f铆sico, o en caso de no tener ninguna v谩lida, o que haya sido anulada, por tener una comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria v谩lida por defecto del contrato bilateral f铆sico.

Antes de la publicaci贸n del programa diario base de funcionamiento se realizar谩 una nueva validaci贸n de las comunicaciones de las ejecuciones diarias de los contratos bilaterales f铆sicos recibidos, para las distintas comunicaciones de las ejecuciones diarias v谩lidas de los contratos bilaterales f铆sicos, y para todos los per铆odos de programaci贸n del d铆a siguiente. El orden de tratamiento de las comunicaciones de las ejecuciones diarias de los contratos bilaterales f铆sicos, ser谩 tomando en primer lugar las comunicaciones de las ejecuciones diarias v谩lidas de los contratos bilaterales f铆sicos, dentro de 茅stas se comenzar谩 la comprobaci贸n por las m谩s nuevas (posteriores en tiempo), y en caso de igualdad (recibidas en un mismo fichero) por orden inverso de llegada (en primer lugar el que en el fichero est茅 la 煤ltima). Despu茅s por las comunicaciones de las ejecuciones diarias v谩lidas por defecto, siguiendo dentro de 茅stas el mismo criterio que en las comunicaciones de las ejecuciones diarias. Las validaciones a realizar son las siguientes:

Se selecciona la primera comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria ordenada seg煤n el criterio descrito en el p谩rrafo anterior. Dentro de 茅sta se selecciona la unidad de producci贸n recibida en primer lugar dentro de la comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria. Para esta unidad de producci贸n se comprueba que la comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria en cada per铆odo de programaci贸n es inferior al m谩ximo de esa unidad de producci贸n declarado en el contrato bilateral f铆sico. Si es superior se retira la comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria del contrato bilateral f铆sico. En segundo lugar se comprueba para cada per铆odo de programaci贸n si la suma de la comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria declarada m谩s el programa base de casaci贸n es inferior al valor m谩ximo disponible. Si es superior se retira la comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria. Este proceso se repite con todas las unidades de producci贸n. Una vez realizada esta comprobaci贸n se procede a realizar el mismo proceso para las comunicaciones de las ejecuciones de las unidades de adquisici贸n, cumpli茅ndose las mismas condiciones.

-Una vez finalizado el proceso con la primera comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria, se selecciona la segunda comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria. Dentro de 茅sta se selecciona la unidad de producci贸n recibida en primer lugar dentro de la comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria. Para esta unidad de producci贸n se comprueba que la comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria en cada per铆odo de programaci贸n es inferior al m谩ximo de esa unidad de producci贸n, declarado en el contrato bilateral f铆sico. Si es superior se retira la comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria. En segundo lugar se comprueba para cada per铆odo de programaci贸n si la suma de la comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria, m谩s las comunicaciones de las ejecuciones diarias previas de la misma unidad de producci贸n (comunicaci贸n de la ejecuci贸n de contratos bilateral validados previamente), m谩s el programa base de casaci贸n es inferior al m谩ximo disponible. Si es superior se retira la comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria. Este proceso se repite con todas las unidades de producci贸n. Una vez realizada esta comprobaci贸n se procede a realizar el mismo proceso para las comunicaciones de las ejecuciones de las unidades de adquisici贸n, cumpli茅ndose las mismas condiciones.

-Este proceso se repite para todas las comunicaciones de las ejecuciones diarias de los contratos bilaterales f铆sicos.

-Una vez realizado el proceso para las comunicaciones de las ejecuciones diarias v谩lidas, se realiza el mismo proceso para las comunicaciones de las ejecuciones diarias por defecto v谩lidas, que no han sido sustituidas por una comunicaci贸n de la ejecuci贸n diaria v谩lida de ese contrato bilateral f铆sico. El orden de validaci贸n ser谩 establecido con el mismo criterio descrito para las comunicaciones de las ejecuciones diarias.

10.3. Productores en r茅gimen especial.

Los distribuidores tendr谩n la obligaci贸n de presentar antes de transcurrida una hora del cierre de la sesi贸n del mercado diario, los programas horarios de energ铆a el茅ctrica que est茅n obligados a adquirir de los productores en r茅gimen especial para todos los per铆odos de programaci贸n del d铆a siguiente. La oferta de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica realizada al mercado diario por el distribuidor deber谩 haber reducido su demanda en este valor, si en su previsi贸n de demanda estaba incorporado.

10.3.1. Definici贸n del programa.

Los distribuidores enviar谩n los datos a trav茅s del sistema de informaci贸n del operador del mercado, ya sea por pantalla o fichero. Los datos a enviar para un per铆odo de programaci贸n son los siguientes:

-C贸digo del productor en r茅gimen especial.

-Fecha de vigencia de los datos.

-Descripci贸n de la informaci贸n.

-Valores horarios de previsi贸n de excedentes, en MWh con un m谩ximo de un decimal.

S贸lo existir谩 un programa para cada productor en r茅gimen especial y fecha de vigencia. En caso de recibirse un nuevo programa para el mismo productor en r茅gimen especial con la misma fecha, se grabar谩 como la siguiente versi贸n, realiz谩ndose las validaciones descritas en el apartado siguiente. En caso de ser un programa v谩lido para una fecha de vigencia 茅ste sustituir谩 a cualquier otra programa v谩lido para esa fecha de vigencia. En caso de no ser v谩lido el programa del productor en r茅gimen especial se tomar谩 el 煤ltimo programa v谩lido recibido para la fecha de vigencia, o en su ausencia los mismos valores horarios de un d铆a anterior equivalente.

10.3.2. Validaciones a los programas.

A la recepci贸n de un programa se realizar谩n las siguientes validaciones:

-Que el distribuidor que env铆a los datos de la unidad de producci贸n en r茅gimen especial es el titular de dicha unidad de producci贸n seg煤n el sistema de informaci贸n del operador del mercado. En caso de no ser el agente responsable, el programa no ser谩 v谩lido, quedando vigente el 煤ltimo programa v谩lido recibido para esa unidad de producci贸n.

-Se validar谩 que la hora de recepci贸n es anterior a la hora l铆mite de recepci贸n de los programas, que es una hora despu茅s del cierre de la sesi贸n del mercado diario.

10.3.3. Incorporaci贸n al programa base de funcionamiento.

Una hora despu茅s del cierre del mercado diario, el programa diario v谩lido del productor en r茅gimen especial para cada per铆odo de programaci贸n se incorporar谩 al programa base de funcionamiento como un programa de producci贸n. Igualmente se incorporar谩 para cada per铆odo de programaci贸n un programa de adquisici贸n en la unidad de adquisici贸n del distribuidor definida en el sistema de informaci贸n del operador del mercado como aquella que tiene la obligaci贸n de adquirir dicha energ铆a el茅ctrica al productor en r茅gimen especial.

En caso de no existir ning煤n programa diario v谩lido, o haber sido anulado 茅ste para dicho productor en r茅gimen especial, se tomar谩 como valor de programa para cada per铆odo de programaci贸n, el mismo de cada per铆odo de programaci贸n del mercado diario de un d铆a equivalente anterior.

10.4. Comunicaci贸n de las producciones previstas para cada unidad de producci贸n.

Los agentes del mercado enviar谩n al operador del mercado las producciones previstas para cada una de las unidades de producci贸n que resulten casadas en el resultado de la casaci贸n, de acuerdo con el art铆culo 11 del Real Decreto 2019/1997.

Se desglosar谩n s贸lo las unidades de gesti贸n hidr谩ulica (UGH) que resulten casadas en el programa diario base, en las unidades f铆sicas incluidas en la misma.

1. Cada agente, a la vista del resultado de la casaci贸n, comunicar谩 al operador del mercado un fichero con las producciones previstas de cada UGH antes de dos horas despu茅s del cierre de la sesi贸n del mercado diario.

2. Los ficheros de las producciones previstas contendr谩n, para cada unidad de gesti贸n hidr谩ulica, la producci贸n en MWh con un m谩ximo de 1 decimal, de cada unidad f铆sica de la UGH correspondiente.

3. Las producciones previstas se recibir谩n antes de la hora l铆mite establecida en el punto 1. Aquellas que no se reciban antes de esa hora l铆mite se realizar谩n con factores de desagregaci贸n calculados con un d铆a anterior equivalente.

4. El operador del mercado comunicar谩 al operador del sistema las producciones de las unidades de gesti贸n hidr谩ulica por unidad f铆sica en MWh, con un m谩ximo de un decimal, indicando si 茅stos han sido enviados por el agente correspondiente o han sido calculados con un d铆a anterior equivalente.

10.5. Comunicaci贸n de los insumos por nudo de conexi贸n de las unidades de adquisici贸n.

Los agentes del mercado enviar谩n al operador del mercado los insumos que hayan de efectuarse en cada uno de los nudos de conexi贸n a la red para atender las demandas aceptadas en el resultado de la casaci贸n, de acuerdo con el art铆culo 11 del Real Decreto 2019/1997.

Las unidades de adquisici贸n se desglosar谩n seg煤n el modelo de red que gestiona el operador del sistema, por nudo el茅ctrico.

1. Cada agente comunicar谩 al operador del mercado un fichero con los insumos de cada unidad de adquisici贸n antes de transcurridas dos horas del cierre de la sesi贸n del mercado diario.

2. Los ficheros de insumos contendr谩n, para cada unidad de adquisici贸n los factores de desagregaci贸n en tanto por ciento y con un m谩ximo de 4 decimales.

3. Los insumos se recibir谩n antes de la hora l铆mite establecida en el punto 1. Aquellos que no se reciban antes de esa hora se realizar谩n con los factores deducidos de un d铆a anterior equivalente.

4. Si existieran errores en los factores de desagregaci贸n de una unidad de adquisici贸n (no sumen 100) se modificar谩n los mismos normaliz谩ndolos.

5. El operador del mercado comunicar谩 al operador del sistema los insumos de las unidades de adquisici贸n por nudo el茅ctrico en MWh con un m谩ximo de un decimal, indicando si 茅stos han sido enviados por el agente correspondiente o han sido calculados con un d铆a anterior equivalente.

Regla 11陋 Soluci贸n de las restricciones t茅cnicas que afecten el programa diario base de funcionamiento. Programa diario viable.

El programa diario viable se obtiene retirando y a帽adiendo del programa diario base de funcionamiento las energ铆as que los operadores del sistema y del mercado acuerden para solventar las restricciones t茅cnicas, sin perjuicio de la asignaci贸n de los servicios complementarios, de acuerdo con el art铆culo 12.3 del Real Decreto 2019/1997.

El proceso de soluci贸n de las restricciones t茅cnicas incluir谩 tanto las restricciones t茅cnicas en el sistema el茅ctrico espa帽ol, como en las interconexiones internacionales con los sistemas el茅ctricos con los que Espa帽a tiene interconexiones, que deber谩n resolverse en el mismo proceso pero solucionando en primer lugar las restricciones t茅cnicas en las interconexiones internacionales.

11.1. Dado que la soluci贸n de las restricciones t茅cnicas constituye una alteraci贸n no deseable del mercado, los criterios aplicados por el operador del sistema y el operador del mercado estar谩n orientados a minimizar el impacto de la soluci贸n sobre el resultado de la casaci贸n y el sobrecoste derivado de dicha soluci贸n.

11.2. A efectos de informaci贸n, el operador del sistema pondr谩 a disposici贸n de los agentes y del operador del mercado, de forma actualizada permanentemente, y en cualquier caso con car谩cter previo a la casaci贸n del mercado diario, informaci贸n sobre la situaci贸n del sistema generaci贸n-transporte, se帽alando aquellas situaciones susceptibles de crear restricciones, de conformidad con las Normas y Procedimientos de operaci贸n correspondientes. As铆 mismo el operador del sistema pondr谩 a disposici贸n de los agentes y del operador del mercado, de forma actualizada permanentemente, la informaci贸n sobre la capacidad m谩xima de intercambio de energ铆a en cada direcci贸n con cada uno de los sistemas el茅ctricos con los que hay interconexiones internacionales.

11.3. Los operadores del sistema y del mercado elaborar谩n informes peri贸dicos sobre las restricciones t茅cnicas, sus causas y circunstancias, a los efectos que sean pertinentes que remitir谩n tanto al Ministerio de Industria y Energ铆a, como a la Comisi贸n Nacional del Sistema El茅ctrico.

11.4. En cumplimiento de lo indicado en el art铆culo 12.2 del Real Decreto 2019/1997, el procedimiento acordado entre el operador del sistema y el operador del mercado para la retirada y entrada de ofertas, la retirada de producciones y consumos afectos a contratos bilaterales, sobre el programa base de funcionamiento, se har谩 sobre la base de las ofertas presentadas al mercado diario y la aplicaci贸n del principio de proporcionalidad entre los contratos bilaterales f铆sicos y el mercado. El procedimiento se describe en los puntos siguientes y est谩 dividido en dos fases fundamentales correspondiendo a los operadores de mercado y del sistema las siguientes responsabilidades:

-Determinaci贸n por el operador del sistema de las modificaciones necesarias al programa base de funcionamiento para que el suministro pueda producirse en las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad establecidas.

-Proceso de recuadre posterior a realizar por el operador del mercado con el doble objetivo de que los intercambios de energ铆a a trav茅s de las interconexiones internacionales est茅n por debajo de los l铆mites establecidos, y que se verifique el equilibrio producci贸n-demanda en el programa diario viable.

11.5. Las unidades que participan en la soluci贸n de restricciones t茅cnicas ser谩n las de producci贸n, as铆 como las adquisiciones cuando su destino final sea el suministro fuera del sistema el茅ctrico espa帽ol y sean origen de restricciones en las interconexiones internacionales.

Las producciones afectas a contratos bilaterales f铆sicos tendr谩n la consideraci贸n de funcionamiento a plena carga.

11.6. Proceso a realizar por el operador del sistema para la determinaci贸n de las modificaciones necesarias al programa base de funcionamiento, para que el tr谩nsito de energ铆a por el conjunto de interconexiones internacionales con cada uno de los sistemas el茅ctricos con los que estas existen, se encuentre por debajo de los l铆mites establecidos en cada momento por el operador del sistema.

Para el conjunto de las interconexiones internacionales que existen con cada uno de los sistemas el茅ctricos lim铆trofes de Espa帽a, el operador del sistema proceder谩 conforme a lo que se indica en los siguientes puntos:

11.6.1. El operador del sistema, tomando como base el programa base de funcionamiento, las ofertas enviadas por los agentes para el mercado diario y la informaci贸n sobre contratos bilaterales f铆sicos, junto con su desagregaci贸n en nudos de conexi贸n a la red, y unidades f铆sicas de producci贸n determinar谩 la energ铆a que es necesario retirar o incorporar para que los tr谩nsitos de energ铆a por el conjunto de interconexiones internacionales con el sistema el茅ctrico de que se trate, se encuentre por debajo de los l铆mites establecidos en cada momento por el operador del sistema, sin considerar ninguna condici贸n compleja de las ofertas de las unidades de producci贸n, cuando se trate de incorporaciones de energ铆a, pero respetando el m铆nimo t茅cnico indicado en las mismas, as铆 como la producci贸n y el consumo que es necesario retirar afectos a contratos bilaterales f铆sicos. El resultado contemplar谩 as铆 mismo que cada una de las interconexiones individuales est谩 por debajo de los l铆mites establecidos. El procedimiento a seguir tendr谩 los pasos siguientes:

-En primer lugar el operador del sistema determinar谩 la cantidad y direcci贸n de los tr谩nsitos de energ铆a que es necesario retirar en cada per铆odo de programaci贸n. Para ello determinar谩 las transacciones del programa b谩sico de funcionamiento que tienen influencia en los tr谩nsitos de energ铆a en cada direcci贸n, comprobando a continuaci贸n los l铆mites correspondientes.

-El operador del sistema proceder谩 a repartir entre las transacciones la energ铆a a retirar en dos partes, de forma proporcional a la suma de transacciones incluidas en el resultado de la casaci贸n (producciones, o consumos, dependiendo de que sean restricciones a la importaci贸n o a la exportaci贸n), y el valor previamente calculado por el operador del mercado y comunicado al operador del sistema en aplicaci贸n de la Regla 6.4, como l铆mite m谩ximo de la suma de las producciones o consumos de los contratos bilaterales.

-El operador del sistema proceder谩 a asignar la energ铆a a retirar de los contratos bilaterales f铆sicos (la necesaria para ajustarlos al valor previamente calculado por el operador del mercado y comunicado al operador del sistema en aplicaci贸n de la Regla 6.4, y la modificada como consecuencia del punto anterior) entre los mismos, siguiendo el orden de las ofertas por mantenerse ocupando la capacidad de interconexi贸n, que los titulares de los contratos bilaterales f铆sicos hayan presentado junto con la ejecuci贸n del contrato bilateral al operador del mercado, para ser enviadas al operador del sistema.

11.6.2. Como resultado de este proceso, el operador del sistema pondr谩 a disposici贸n de los agentes y del operador del mercado las siguientes informaciones, por cada per铆odo horario del horizonte de programaci贸n:

-Unidades de producci贸n o de adquisici贸n, que tengan limitada la capacidad de ser modificadas, del programa base de funcionamiento en el proceso de retirada de la producci贸n o la demanda a realizar por el operador del mercado, para que el tr谩nsito de energ铆a por el conjunto de interconexiones internacionales con cada uno de los sistemas el茅ctricos con los que 茅stas existen, se encuentre por debajo de los l铆mites establecidos en cada momento por el operador del sistema. Estas limitaciones las elaborar谩 el operador del sistema teniendo en cuenta el orden de precedencia econ贸mica a utilizar por el operador del mercado para la retirada de energ铆a a que se refiere la Regla 11.10, que le comunique el operador del mercado.

-Cantidad de energ铆a a retirar del resultado de la casaci贸n, para solucionar las restricciones t茅cnicas con cada uno de los sistemas el茅ctricos.

-Producciones o consumos afectos a contratos bilaterales f铆sicos que tengan que ser eliminados del programa base de funcionamiento para adecuar el volumen de la importaci贸n o exportaci贸n de energ铆a a los limites establecidos.

11.7. Proceso a realizar por el operador del sistema para la determinaci贸n de las modificaciones necesarias al programa base de funcionamiento para que el suministro, en el sistema el茅ctrico espa帽ol, pueda producirse en las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad establecidas.

Una vez supuestos adecuados los tr谩nsitos por las interconexiones con cada uno de los pa铆ses a los l铆mites establecidos, el operador del sistema proceder谩 de la forma siguiente:

11.7.1. El operador del sistema, tomando como base el programa base de funcionamiento, las ofertas enviadas por los agentes para el mercado diario y la informaci贸n sobre contratos bilaterales f铆sicos, junto con su desagregaci贸n en nudos de conexi贸n a la red, determinar谩 la energ铆a que es necesario retirar o incorporar para resolver las restricciones t茅cnicas en el sistema el茅ctrico espa帽ol, sin considerar ninguna condici贸n compleja de las ofertas de las unidades de producci贸n, pero respetando el m铆nimo t茅cnico indicado en las mismas, as铆 mismo determinar谩 la producci贸n y/o el consumo que es necesario retirar afectos a contratos bilaterales f铆sicos.

11.7.2. Como resultado del proceso de an谩lisis t茅cnico, el operador del sistema pondr谩 a disposici贸n de los agentes y del operador del mercado las siguientes informaciones:

-Unidades de producci贸n cuyas producciones tengan que ser incorporadas o retiradas del resultado de la casaci贸n para resolver las restricciones t茅cnicas en el sistema el茅ctrico espa帽ol.

-Unidades de producci贸n, que tengan limitada la capacidad de ser modificadas, del programa base de funcionamiento, para evitar la aparici贸n de restricciones t茅cnicas en el proceso de ajuste de la producci贸n y la demanda a realizar por el operador del mercado, estas limitaciones las elaborar谩 el operador del sistema teniendo en cuenta:

El orden de precedencia econ贸mica a utilizar por el operador del mercado para la retirada de energ铆a necesaria para ajustar los intercambios de energ铆a con otros sistemas el茅ctricos, y para restablecer el equilibrio producci贸n-demanda a que se refiere la Regla 11.10, que le comunique el operador del mercado.

El orden que el operador del mercado le comunique de los tramos de energ铆a de las ofertas no casadas, cuya incorporaci贸n se har谩 conforme a lo descrito en esta regla 11, para el caso de incorporaci贸n de energ铆a necesaria para restablecer el equilibrio producci贸n-demanda.

11.8. Proceso a realizar por el operador del mercado para la determinaci贸n de las modificaciones necesarias al programa base de funcionamiento para que se respeten los l铆mites de intercambio con los sistemas el茅ctricos con los que hay interconexiones, y se verifique en el programa diario viable provisional el equilibrio producci贸n-demanda.

El operador del mercado, una vez recibida la informaci贸n indicada en los puntos anteriores, proceder谩 a modificar el programa b谩sico de funcionamiento incorporando o retirando aquellas producciones o consumos se帽alados por el operador del sistema. A continuaci贸n el operador del mercado proceder谩 hora por hora a reajustar el programa b谩sico de funcionamiento de forma que se respeten los l铆mites de intercambio de energ铆a con cada uno de los sistemas el茅ctricos con los que existen interconexiones, y que se verifique el equilibrio producci贸n-demanda en todas las horas, de conformidad con la informaci贸n enviada por el operador del sistema, procediendo de la siguiente forma:

11.8.1. En primer lugar el operador del mercado proceder谩 a retirar ofertas de producci贸n, o de adquisici贸n, con objeto de que el programa viable provisional resultante respete los l铆mites de intercambio con cada uno de los sistemas el茅ctricos con los que Espa帽a tiene interconexiones en cada per铆odo horario de programaci贸n. En el proceso de retirada de la energ铆a indicada por el operador del sistema del resultado de la casaci贸n, para resolver las restricciones t茅cnicas de las interconexiones con cada uno de los sistemas el茅ctricos, el operador del mercado utilizar谩 el orden de precedencia descrito en la regla 11.10, respetando las limitaciones enviadas por el operador del sistema a la capacidad de modificar las energ铆as asignadas a las unidades de producci贸n o adquisici贸n durante este proceso.

11.8.2. Una vez realizado el punto anterior, el operador del mercado proceder谩 a calcular, para cada per铆odo horario de programaci贸n, si es necesario incorporar o retirar energ铆a para verificar el equilibrio producci贸n-demanda en el programa diario viable provisional.

11.8.2.1. Si en la hora correspondiente es necesario retirar energ铆a, el operador del mercado lo har谩 siguiendo el orden de precedencia econ贸mica para la retirada de energ铆a en el proceso de equilibrar producci贸n y consumo posterior al an谩lisis efectuado por el operador del sistema, descrito en la Regla 11.10, hasta que se verifique el equilibrio producci贸n-demanda en esa hora, as铆 como los l铆mites de intercambio de energ铆a con cada uno de los sistemas el茅ctricos con los que existen interconexiones. Los tramos de energ铆a ser谩n considerados como ofertas simples, sin ning煤n tipo de condiciones complejas, retir谩ndose en primer lugar los tramos de precio m谩s alto.

11.8.2.2. Si en la hora correspondiente es necesario incorporar energ铆a el operador del mercado lo har谩 siguiendo el orden de precedencia de las ofertas no casadas, o casadas parcialmente, derivado del precio expresado en sus tramos de oferta, hasta que se verifique el equilibrio producci贸n-demanda en esa hora. Los tramos de energ铆a ser谩n considerados como ofertas simples, sin ning煤n tipo de condiciones t茅cnicas o econ贸micas complejas.

11.8.2.3. Una vez reajustadas todas las horas, el operador del mercado proceder谩 a comprobar la condici贸n de ingresos m铆nimos de aquellas unidades de producci贸n a las que s贸lo se les hubiese incorporado energ铆a durante este proceso de reajuste realizado por el operador del mercado (no se comprobar谩n aquellas unidades de producci贸n a las que el operador del sistema ya les hubiese incorporado energ铆a), eliminando la asignaci贸n a la unidad de producci贸n, en caso de no cumplirse el ingreso m铆nimo solicitado en la oferta del mercado diario.

11.8.2.4. Si como consecuencia del punto anterior hubiese sido necesario eliminar las ofertas de alguna unidad de producci贸n, se repetir谩 el proceso de reajuste para aquellas horas en que sea necesario, volviendo a comprobar la condici贸n de ingresos m铆nimos, iterando de esta forma hasta que en todos los per铆odos horarios se verifique el equilibrio producci贸n-demanda. En cada iteraci贸n se eliminar谩 s贸lo una unidad de producci贸n, y 茅sta ser谩 la que su diferencia entre los ingresos que obtendr铆a, en caso de ser asignada, y los que solicit贸 sea m谩xima.

El resultado de la retirada y/o incorporaci贸n de las ofertas sobre el programa base de funcionamiento, ser谩 enviado por el operador del mercado al operador del sistema para que 茅ste elabore el programa diario viable provisional que, una vez incorporados los servicios complementarios, constituir谩 el programa diario viable.

11.9. A efectos del tratamiento de las unidades de producci贸n con afectaci贸n expresa a contratos bilaterales f铆sicos, el operador del mercado, en el proceso de reajuste posterior para equilibrar la generaci贸n y la demanda, proceder谩 de la forma siguiente:

11.9.1. En el caso de que en una hora sea necesario retirar energ铆a, el operador del mercado repartir谩 proporcionalmente la energ铆a que es necesario retirar, entre la energ铆a del conjunto de las unidades de producci贸n no limitadas en su capacidad de disminuir producci贸n por el operador del sistema. El reparto se har谩 entre la energ铆a de las unidades de producci贸n con afectaci贸n expresa a contratos bilaterales f铆sicos, y la energ铆a de las ofertas de venta casadas en el resultado de la casaci贸n del mercado diario, consider谩ndose en ambos casos 煤nicamente las unidades de producci贸n no limitadas en su capacidad de disminuir producci贸n (o las limitadas parcialmente, por la parte que no est谩 limitada), por el operador del sistema.

11.9.2. Una vez determinada la cantidad de energ铆a a retirar en una hora del conjunto de las unidades de producci贸n con afectaci贸n expresa a contratos bilaterales f铆sicos y no limitadas por el operador del sistema en su capacidad de disminuir producci贸n, 茅sta se repartir谩 proporcionalmente a la magnitud de su producci贸n no limitada.

11.9.3. La cantidad de energ铆a a retirar por las ofertas de venta casadas en el resultado de la casaci贸n del mercado diario ser谩 asignada tal como se describe en el punto anterior de esta Regla.

11.10. Establecimiento del orden de precedencia econ贸mica de las ofertas casadas en el resultado de la casaci贸n, para ajustar los intercambios de energ铆a con otros sistemas el茅ctricos, y para la retirada de energ铆a necesaria para restablecer el equilibrio producci贸n-demanda.

El operador del mercado establecer谩 el orden calculando el precio para un tramo de energ铆a 芦b禄, de una oferta 芦o禄 asignado en una hora 芦h禄 como:

PPE(o,b,h) = MAX [Pof(o,b,h), Pm(h) * IMIN(o)/IMER(o)]

donde:

Pof (o,b,h) es el precio de la oferta, considerada como simple, del tramo b de la oferta o en la hora h.

Pm (h) es el precio marginal de la hora h.

IMIN (o) es el valor del ingreso m铆nimo solicitado por la oferta o, cuyo valor es igual a:

[T f + S(h) Tv * Energ铆a(h) ]

IMER(o) es el valor del ingreso de la oferta o a precios de mercado, cuyo valor es igual a:

[S(h) Pm(h) * Energ铆a(h)]

En caso de que dos tramos de oferta tengan el mismo precio, 茅stos se ordenar谩n por orden decreciente de fecha, hora, minuto y segundo de inserci贸n en el sistema de informaci贸n del operador del mercado (las ofertas que se hayan insertado antes, ser谩n retiradas con posterioridad a las que se hayan insertado m谩s tarde). En el caso de que la mencionada fecha, hora, minuto y segundo tambi茅n coincida en ambas ofertas, 茅stas ser谩n retiradas en orden inverso de cantidad de energ铆a en el tramo (los tramos que incorporen mayor cantidad de energ铆a ser谩n retirados antes que los que incorporen una menor cantidad). En caso de que la cantidad de energ铆a tambi茅n coincida se retirar谩n por orden alfab茅tico, y num茅rico en su caso, decreciente.

Regla 12陋 Resultado de la casaci贸n en el mercado diario y perfeccionamiento de los contratos.

Por la casaci贸n se produce la formalizaci贸n de la contrataci贸n de energ铆a el茅ctrica entre el conjunto de vendedores y compradores.

La falta de perfeccionamiento de los contratos por las causas derivadas de la aplicaci贸n de la legislaci贸n sobre la materia, las presentes Reglas de Funcionamiento del Mercado y las Normas o Procedimientos de Operaci贸n del Sistema, tendr谩 las consecuencias y efectos determinados en las Normas y Reglas se帽aladas para cada caso incluso en materia de liquidaciones.

CAPITULO III

Mercado intradiario

Regla 13陋 Concepto. Objeto. R茅gimen temporal de aplicaci贸n.

13.1. El mercado intradiario, regulado en el art铆culo 15 del Real Decreto 2019/1997 como parte integrante del mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica, tiene por objeto atender, mediante la presentaci贸n de ofertas de venta y adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica al operador del mercado, los ajustes que sean necesarios sobre el programa diario viable.

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

13.2.1. Determinado un programa diario viable, se abrir谩n sesiones del mercado intradiario para los per铆odos horarios de programaci贸n incluidos en dicho programa diario viable y, en su caso, en el anterior en curso de ejecuci贸n.

13.2.2. Cada sesi贸n de mercado intradiario podr谩 tener como objeto uno o varios per铆odos horarios de programaci贸n, siempre que 茅stos tengan programa diario viable publicado.

13.2.3. Cada per铆odo horario de programaci贸n podr谩 ser objeto de sesiones sucesivas de mercado intradiario.

13.2.4. No se podr谩n incluir en sesiones del mercado intradiario per铆odos horarios de programaci贸n para los que no exista programa diario viable publicado.

13.2.5. El momento inicial de presentaci贸n de ofertas de venta y de adquisici贸n en el mercado intradiario, y el plazo de presentaci贸n de las mismas, ser谩 el determinado en estas Reglas de Funcionamiento y deber谩 asegurar que cualquier per铆odo horario de programaci贸n con programa diario viable publicado, sea objeto, al menos, de una sesi贸n de mercado intradiario.

13.3. Las sesiones del mercado intradiario se establecer谩n de la forma siguiente:

Se celebrar谩n al menos seis sesiones diarias del mercado intradiario. El operador del mercado podr谩 establecer y modificar los horarios de las sesiones y la distribuci贸n de tiempos interna de cada sesi贸n, si as铆 resultase aconsejable, previa consulta al Comit茅 de Agentes del Mercado y al operador del sistema.

La ampliaci贸n del n煤mero de sesiones del mercado intradiario, hasta la implantaci贸n de la convocatoria de sesiones cada hora, se determinar谩 por el operador del mercado, previo informe del operador del sistema, del Comit茅 de Agentes del Mercado y Comisi贸n Nacional del Sistema El茅ctrico, y autorizaci贸n del Ministerio de Industria y Energ铆a.

Regla 14陋 Ofertas de venta.

14.1. Sujetos.

14.1.1. Vendedores.

Podr谩n presentar ofertas de venta de energ铆a el茅ctrica en el mercado intradiario todos los agentes habilitados para presentar ofertas entre los habilitados para presentar ofertas de adquisici贸n en el mercado diario -distribuidores, comercializadores, consumidores cualificados y, en su caso, agentes externos- que hubieran participado en la sesi贸n del mercado diario correspondiente sobre la que se abra sesi贸n de mercado intradiario, as铆 como aquellos agentes que hayan adquirido energ铆a a trav茅s de un contrato bilateral f铆sico. Los citados titulares de ofertas de adquisici贸n en el mercado diario y quienes hayan adquirido energ铆a a trav茅s de un contrato bilateral f铆sico, s贸lo podr谩n participar respecto de los per铆odos horarios de programaci贸n, comprendidos en la sesi贸n del mercado intradiario, que se correspondan con los incluidos en la sesi贸n de mercado diario en la que participaron, o con el d铆a para el cual se haya realizado la adquisici贸n de energ铆a, en el caso de contratos bilaterales f铆sicos.

14.1.2. Operador del mercado.

Las ofertas de venta se presentar谩n al operador del mercado.

14.2. Clases.

Las ofertas de venta pueden ser simples o complejas, en raz贸n de su contenido.

14.3. Objeto y contenido.

14.3.1. Ofertas simples.

Son las presentadas para uno o varios per铆odos horarios de programaci贸n con expresi贸n de un precio, incluso cero, y de una cantidad de energ铆a, pudiendo existir para cada per铆odo horario de programaci贸n objeto de oferta hasta un m谩ximo de cinco tramos de capacidad de producci贸n para una misma oferta de una unidad de producci贸n o de adquisici贸n, con un diferente precio para cada uno de dichos tramos. Las ofertas simples no incluyen ninguna condici贸n adicional que deba ser tenida en cuenta en la casaci贸n.

14.3.2. 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 s贸lo afectar谩n a las energ铆as incluidas en dichas ofertas, y no a las energ铆as asignadas previamente en el programa viable definitivo y en las sesiones anteriores del mercado intradiario.

14.3.2.1. Condici贸n de variaci贸n de capacidad de producci贸n o de energ铆a previamente adquirida, o condici贸n de gradiente de carga.

Los vendedores podr谩n incorporar esta condici贸n al conjunto de las ofertas que los titulares de las unidades de producci贸n o de adquisici贸n presenten por cada una de ellas. La condici贸n de gradiente de carga consiste en establecer una variaci贸n m谩xima de capacidad de producci贸n o de energ铆a adquirida, entre dos per铆odos horarios de programaci贸n consecutivos.

Esta condici贸n se expresar谩 en MW/minuto de subida o de bajada, o de arranque o parada, y su inclusi贸n en el proceso de casaci贸n se realizar谩 de acuerdo con lo se帽alado en la Regla sobre la comprobaci贸n de la condici贸n de gradiente de carga. Como valor a tener en cuenta en la casaci贸n, se elegir谩 aqu茅l introducido en la oferta de menor n煤mero identificativo correspondiente a la unidad.

El resultado de la casaci贸n estar谩, en todo caso, limitado por la capacidad m谩xima y m铆nima de producci贸n, o por el total de energ铆a previamente asignada en el programa viable definitivo y las sesiones previas del mercado intradiario a dicha unidad de producci贸n o de adquisici贸n, respectivamente. Esta condici贸n habr谩 de respetar en todo caso la variaci贸n lineal de manera continua de la producci贸n de la unidad de producci贸n, o de la energ铆a adquirida por la unidad de adquisici贸n, en cada uno de los per铆odos horarios de programaci贸n.

14.3.2.2. Condici贸n de aceptaci贸n completa en la casaci贸n del tramo primero de la oferta de venta.

Los vendedores pueden incluir en las ofertas que presenten por cada unidad de producci贸n o de adquisici贸n, la condici贸n de que, en caso de no resultar totalmente casado el tramo primero de su oferta, esta oferta sea eliminada.

14.3.2.3. Condici贸n de aceptaci贸n completa en cada hora en la casaci贸n del tramo primero de la oferta de venta.

Los vendedores pueden incluir en las ofertas que presenten por cada unidad de producci贸n o de adquisici贸n, la condici贸n de que, en caso de no resultar totalmente casado el tramo primero de su oferta en una hora, ser谩n eliminados de la casaci贸n todos los tramos de la oferta correspondiente a dicha hora, permaneciendo el resto de la oferta v谩lida.

14.3.2.4. Condici贸n de m铆nimo n煤mero de horas consecutivas de aceptaci贸n completa del tramo primero de la oferta.

Los vendedores pueden incluir en las ofertas de venta que presenten por cada unidad de producci贸n o de adquisici贸n, la condici贸n de que, en caso de no resultar casado completamente en alg煤n per铆odo horario de programaci贸n del horizonte de casaci贸n, el tramo primero de su oferta, durante el n煤mero consecutivo de horas especificado en la misma, esta oferta sea eliminada.

14.3.2.5. Condici贸n de energ铆a m谩xima.

La condici贸n de energ铆a m谩xima es aquella por cuya virtud la aceptaci贸n por el operador del mercado de una oferta de venta para el horizonte de programaci贸n determina, si la oferta resulta casada, lo sea, por un volumen de energ铆a total, inferior o igual al indicado por el titular en su oferta, y nunca por un volumen superior. Un valor cero indica que esta condici贸n no debe ser tenida en cuenta.

14.3.2.6. Condici贸n de ingresos m铆nimos.

Los vendedores pueden incluir como condici贸n en cada oferta de venta que presenten por una unidad de producci贸n o de adquisici贸n, que dicha oferta s贸lo se entiende presentada a los efectos de la casaci贸n si obtiene unos ingresos m铆nimos que se expresar谩n como una cantidad fija en pesetas o c茅ntimos de euro, sin decimales y, como una cantidad variable expresada en pesetas o c茅ntimos de euro por kWh, con un m谩ximo de tres decimales.

La condici贸n de ingresos m铆nimos no podr谩 ser utilizada en aquellas ofertas de venta en que m谩s del 50% de la energ铆a sea ofertada a precio cero.

14.3.3. Podr谩n presentarse varias ofertas de venta para un mismo per铆odo horario de programaci贸n y una misma unidad de producci贸n o adquisici贸n que ser谩n tratadas de forma independiente.

14.4. Lugar.

Las ofertas de venta deber谩n presentarse en los servidores de informaci贸n del operador del mercado por el medio electr贸nico que 茅ste habilite al efecto.

Los medios electr贸nicos disponibles ser谩n alguno de los siguientes:

-Acceso a trav茅s de Internet.

-Acceso a trav茅s de l铆neas de Red de Telefon铆a B谩sica (RTB).

-Acceso a trav茅s de l铆neas de Red Digital de Servicios Integrados (RDSI).

-Acceso a trav茅s de l铆neas dedicadas, para aquellos agentes que las instalen.

El operador del mercado podr谩 actualizar los medios de comunicaci贸n de su sistema inform谩tico para incorporar los avances tecnol贸gicos que se puedan producir.

El operador del mercado mantendr谩 informados a los agentes del mercado de las modificaciones que incorpore en su sistema inform谩tico en cada momento.

Los vendedores realizar谩n la comunicaci贸n de sus ofertas de venta al operador del mercado asumiendo los costes y la responsabilidad de la contrataci贸n y el mantenimiento del servicio de los medios de comunicaci贸n que el agente estime necesarios para el env铆o de las ofertas.

14.5. Tiempo.

El operador del mercado determinar谩 el momento inicial del per铆odo de presentaci贸n y aceptaci贸n de ofertas de venta y lo comunicar谩n a los agentes.

Las ofertas deber谩n presentarse y recibirse antes del cierre del per铆odo de aceptaci贸n de ofertas. La hora de recepci贸n ser谩 la que indique el sistema inform谩tico del operador del mercado en el momento de la recepci贸n.

14.6. Formato.

Las ofertas deber谩n tener la forma que se establece a continuaci贸n, en relaci贸n con el contenido de las mismas:

a) C贸digo de la unidad de producci贸n o de adquisici贸n.

b) Descripci贸n de la oferta. Campo alfanum茅rico que no utiliza el algoritmo.

c) Unidad monetaria. Pesetas o c茅ntimos de euro.

d) Tipo de ajuste seg煤n los c贸digos definidos en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

e) Condici贸n de ingreso m铆nimo para esta oferta por la unidad de producci贸n o adquisici贸n, que se expresar谩 por medio de los dos valores siguientes:

-T茅rmino fijo (TF) para un mismo horizonte de programaci贸n, fijado en pesetas o c茅ntimos de euro, sin que puedan incluirse decimales.

-T茅rmino variable (TV), que permanecer谩 invariable para un mismo horizonte de programaci贸n, fijado en pesetas/kWh o c茅ntimos de euro kWh, pudi茅ndose incluir tres cifras decimales.

f) Gradiente de parada, arranque, subida y bajada (MW/Minuto).

g) M铆nimo t茅cnico (MW) con un m谩ximo de un decimal.

h) Indicador del requerimiento de aceptaci贸n completa del tramo primero de la oferta de venta (S/N).

i) Energ铆a m谩xima admisible por la oferta de venta en MWh con un m谩ximo de un decimal.

j) N煤mero de horas consecutivas requeridas con el tramo primero de la oferta casado en su totalidad.

k) Indicador del requerimiento de aceptaci贸n completa en cada hora del tramo primero de la oferta de venta.

Por cada tramo y per铆odo horario de programaci贸n:

-Fecha que cubre la oferta.

-Hora que cubre la oferta.

-N煤mero de tramo de la oferta.

-Cantidad de energ铆a en MWh con un m谩ximo de un decimal.

-Precio ofertado en ptas./kWh.

14.7. Limitaciones a la oferta.

La presentaci贸n de ofertas est谩 sometida a las siguientes limitaciones.

14.7.1. La suma de las energ铆as asignadas en el 煤ltimo programa horario final o programa diario viable si se trata de la primera sesi贸n del mercado intradiario, junto a la ofertada, debe estar comprendido entre los l铆mites de energ铆as superior o inferior de que disponga el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

Sin perjuicio de lo anterior, las posteriores informaciones enviadas por el operador del sistema al sistema de informaci贸n del operador del mercado sobre indisponibilidades de unidades de producci贸n, recibidas en el sistema de informaci贸n del operador del mercado antes del cierre de recepci贸n de ofertas de la sesi贸n, determinar谩n que las correspondientes ofertas de venta no sean consideradas v谩lidas y, en consecuencia, no ser谩n incluidas en la casaci贸n.

14.7.1.1. Definici贸n e incorporaci贸n de la informacion sobre indisponibilidades y limitaciones enviada por el operador del sistema al sistema de informaci贸n del operador del mercado.

La informaci贸n sobre indisponibilidades enviada por el operador del sistema al sistema de informaci贸n del operador del mercado se realizar谩 a trav茅s de 茅ste y contendr谩 siempre todas las indisponibilidades que el operador de sistema ha confirmado de cualquiera de las unidades f铆sicas en el momento de su env铆o. Las indisponibilidades se enviar谩n por unidad f铆sica, si bien en el caso de las unidades de gesti贸n hidr谩ulica, el operador de sistema puede indicar, en el registro de env铆o de la indisponibilidad de una unidad f铆sica, que la unidad de gesti贸n hidr谩ulica a la que pertenece est谩 totalmente indisponible.

La informaci贸n sobre indisponibilidades se incorporar谩 en el sistema de informaci贸n del operador del mercado de manera inmediata, siendo la hora l铆mite de incorporaci贸n a efectos de casaci贸n la hora de cierre de la sesi贸n.

La informaci贸n sobre limitaciones enviada por el operador del sistema al operador del mercado contendr谩 siempre todas las limitaciones que el operador de sistema impone a la posibilidad de ofertar en el mercado intradiario de cualquiera de las unidades de producci贸n o adquisici贸n, o de las unidades f铆sicas, en el momento del env铆o de la informaci贸n. La informaci贸n sobre limitaciones se puede recibir por unidad de producci贸n o por unidad f铆sica, si bien la limitaci贸n a la posibilidad de ofertar se har谩 siempre por unidad de producci贸n.

La informaci贸n sobre limitaciones se incorporar谩 al sistema de informaci贸n del operador del mercado de manera inmediata, excepto durante las sesiones del mercado intradiario que no se incorporar谩, realiz谩ndose la incorporaci贸n cuando el programa horario final de la sesi贸n sea firme. S贸lo se utilizar谩n las limitaciones a la posibilidad de ofertar que est谩n dentro del horizonte de programaci贸n de la siguiente sesi贸n del mercado intradiario.

14.7.1.2. Verificaci贸n de ofertas.

Se verificar谩 que la energ铆a ofertada por hora por la unidad de producci贸n est谩 dentro de los m谩rgenes permitidos mediante las siguientes f贸rmulas:

La energ铆a horaria asignada a la unidad de producci贸n en el 煤ltimo programa horario final, o programa diario viable si se trata de la primera sesi贸n del mercado intradiario, m谩s las correspondientes a la oferta, ha de ser menor que el menor de los siguientes valores:

-PMAX

-PDISP

-PLIMITSUB

y a su vez ha de ser mayor que el mayor de los siguientes valores:

-PMIN

-PLIMITBAJ

Ha de cumplirse que:

PMAX PDISP PLIMITSUB

PMIN PLIMITBAJ

y que cualquiera de los valores: PMAX, PDISP, PLIMITSUB es mayor que cualquiera de los valores: PMIN, PLIMITBAJ.

En la situaci贸n la suma de las energ铆as del programa previo m谩s la oferta no cumpla las anteriores condiciones pero contribuya a aproximarse a cumplir con la condici贸n requerida, a pesar de que no la cumpla. Las f贸rmulas son iguales salvo que se compara la diferencia entro los dos valores, antes y despu茅s de a帽adirle la oferta, y 茅sta es v谩lida si esa diferencia (el grado de incumplimiento de la condici贸n) disminuye al a帽adirle al programa casado la oferta.

Siendo:

PMAX:

Potencia m谩xima definida en el sistema de informaci贸n del operador del mercado para la unidad de producci贸n (suma de las potencias m谩ximas de las unidades f铆sicas).

PMIN:

Potencia m铆nima definida en el sistema de informaci贸n del operador del mercado para la unidad de producci贸n (suma de las potencias m铆nimas de las unidades f铆sicas).

PDISP:

Potencia m谩xima de una unidad de producci贸n, una vez descontada la potencia indisponible a subir de sus unidades f铆sicas.

PLIMITSUB:

Potencia m谩xima de una unidad de producci贸n que el operador de sistema ha declarado en el fichero de limitaciones como valor m谩ximo.

PLIMITBAJ:

Potencia m铆nima de una unidad de producci贸n que el operador de sistema ha declarado en el fichero de limitaciones como valor m铆nimo.

En caso de recibirse una nueva informaci贸n sobre indisponibilidad durante el proceso de recepci贸n de ofertas de una sesi贸n, de una unidad f铆sica correspondiente a una unidad de producci贸n limitada por el operador de sistema, puede darse la siguiente situaci贸n:

PDISP < PLIMITBAJ

En este caso se modificar谩 la potencia l铆mite a bajar siendo igual a la potencia m谩xima disponible:

PLIMITBAJ = PDISP

14.7.2. Las horas ofertadas deben estar comprendidas en el horizonte de casaci贸n de la sesi贸n del mercado intradiario para la que se validan las ofertas.

14.7.3. Los tramos incluidos en las ofertas de venta en cada hora deben tener precios estrictamente crecientes con el n煤mero de tramo. Se permiten tramos intermedios dentro de cada hora vac铆os, sin precio y sin energ铆a, pero no con energ铆a cero.

14.7.4. La suma de las energ铆as asignadas por cada per铆odo de programaci贸n en el 煤ltimo programa horario final o programa diario viable si se trata de la primera sesi贸n del mercado intradiario, a las unidades de adquisici贸n, menos las correspondientes a cada oferta de venta realizada por esa misma unidad, debe dar un resultado positivo o nulo.

14.8. Efectos.

La presentaci贸n de la oferta produce los siguientes efectos, sin perjuicio de otros recogidos en estas Reglas.

14.8.1. Verificaci贸n de la oferta.

Las ofertas de venta presentadas por los vendedores ser谩n verificadas por el operador del mercado, como condici贸n previa a su posterior posible aceptaci贸n, de acuerdo con lo siguiente:

14.8.1.1. Verificaci贸n del estado de las sesiones.

El operador del mercado verificar谩 en el momento de recepci贸n de la oferta de venta en su sistema inform谩tico, conforme a la hora de recepci贸n disponible en dicho sistema inform谩tico, que esta hora de recepci贸n es anterior al momento de finalizaci贸n del per铆odo de aceptaci贸n de ofertas.

14.8.1.2. Verificaciones del agente que presenta la oferta de venta.

-Que el agente est谩 dado de alta en el sistema del operador del mercado.

-Que el agente est谩 habilitado para presentar ofertas.

-Que el agente est谩 habilitado para presentar ofertas para la unidad de producci贸n o adquisici贸n. Ser谩n rechazadas todas las ofertas del agente que presente ofertas para unidades de producci贸n o adquisici贸n para las que no est茅 habilitado.

-Que el agente, en caso de los consumidores cualificados, comercializadores y distribuidores, y en su caso agentes externos, particip贸 en la sesi贸n correspondiente del mercado diario en la que se realiz贸 la casaci贸n para los per铆odos horarios de programaci贸n para los que presenta oferta en el mercado intradiario.

14.8.1.3. Verificaci贸n de unidad de producci贸n o de adquisici贸n.

El operador del mercado comprobar谩 en el momento de la presentaci贸n de la oferta de venta que las instalaciones o puntos de suministro que integran la unidad de producci贸n o de adquisici贸n, respectivamente, por la que se presenta dicha orferta, est谩n dados de alta en el Registro Administrativo de instalaciones de Producci贸n del Ministerio de Industria y Energ铆a o, en su caso cumple con lo establecido en la disposici贸n transitoria primera del Real Decreto 2019/1997.

14.8.1.4. Verificaciones de la adecuaci贸n de los datos de la oferta de venta con la informaci贸n contenida en el registro administrativo de instalaciones de producci贸n o en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

-Energ铆a m谩xima a ofertar en un per铆odo horario de programaci贸n:

El operador del mercado comprobar谩, en el momento de presentaci贸n de las ofertas de venta, que la energ铆a ofertada por el vendedor para la unidad de producci贸n, agregada a las energ铆as ya asignadas en el programa diario viable y en los mercados intradiarios previos, es inferior o igual que la que podr铆a suministrar como m谩ximo la unidad de producci贸n, conforme a los datos del Registro Administrativo de Instalaciones de Producci贸n.

-Condici贸n de variaci贸n de la capacidad de producci贸n:

El operador del mercado comprobar谩, en el momento de la presentaci贸n de la oferta, que la m谩xima diferencia entre la producci贸n de energ铆a el茅ctrica que en la casaci贸n del mercado intradiario puede aceptarse a dicha unidad de producci贸n en dos horas consecutivas, es inferior o igual que la que podr铆a suministrar como m谩ximo la unidad de producci贸n, conforme a los datos registrados en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

14.8.1.5. Verificaci贸n de la adecuaci贸n de los datos de la oferta de venta con la informaci贸n de que dispone el operador del mercado enviada por el operador del sistema.

El operador del mercado comprobar谩, antes de la posible posterior aceptaci贸n de la misma, que la energ铆a el茅ctrica ofertada por el vendedor respeta las limitaciones puestas a disposici贸n del operador del mercado por el operador del sistema al inicio de la sesi贸n, de acuerdo a la regla 14.7.

14.8.1.6. Verificaci贸n de la adecuaci贸n de los precios.

Verificar que los precios de las energ铆as expresados en las ofertas no son ni inferiores a los m铆nimos ni superiores a los m谩ximos de los precios adoptados a estos efectos y registrados en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

14.8.1.7. Verificaci贸n de la adecuaci贸n de los datos de la condici贸n de ingresos m铆nimos.

Verificar que la oferta de venta no incorpora la condici贸n de ingresos m铆nimos en el caso de que m谩s del 50% de la energ铆a haya sido ofertada a precio cero.

14.8.1.8. Verificaci贸n de la adecuaci贸n de los gradientes.

Verificar que los gradientes declarados en la oferta, no pueden superar los existentes para la unidad de producci贸n en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

14.8.1.9. Verificaci贸n de la adecuaci贸n de la oferta con condici贸n de energ铆a m谩xima.

-Verificar que la oferta con condici贸n de energ铆a m谩xima no incorpora la condici贸n de gradiente de carga.

-Verificar que la oferta con condici贸n de energ铆a m谩xima es la 煤nica oferta presentada para la unidad de producci贸n o adquisici贸n.

14.8.2. Aceptaci贸n de la oferta.

Las ofertas de venta v谩lidas presentadas por cada unidad de producci贸n o adquisici贸n devendr谩n firmes en el momento de finalizaci贸n del per铆odo de aceptaci贸n de ofertas.

14.8.3. Confidencialidad.

Los agentes se obligan a mantener confidenciales los datos relativos a la forma de acceso al sistema inform谩tico del operador del mercado, a custodiar las claves e instrumentos de acceso inform谩tico y a comunicar al operador del mercado cualquier incidencia relativa a la seguridad de la informaci贸n.

El operador del mercado y el operador del sistema mantendr谩n la confidencialidad de la informaci贸n que el vendedor haya puesto a disposici贸n de los mismos en la oferta, desde el momento de su presentaci贸n y durante un per铆odo de treinta (30) d铆as desde el cierre de la sesi贸n del mercado intradiario para la que fue presentada, en tanto en cuanto no se altere este plazo, de acuerdo con lo establecido en el art铆culo 27.2 d) del Real Decreto 2019/1997.

14.8.4. Informaci贸n.

El operador del mercado informar谩 a los vendedores de los siguientes extremos

-Confirmaci贸n autom谩tica de la recepci贸n de la oferta de venta de energ铆a el茅ctrica por los procedimientos que se establecen en estas Reglas.

-Puesta a disposici贸n de la informaci贸n contenida en las ofertas en modo tal que los agentes del mercado puedan reproducir en sus sistemas inform谩ticos el proceso de casaci贸n a partir del per铆odo de confidencialidad determinado.

-Verificaci贸n en los t茅rminos establecidos en estas Reglas de la oferta econ贸mica de venta de energ铆a el茅ctrica que le haga el vendedor y comunicaci贸n autom谩tica del resultado de la verificaci贸n.

-Aceptaci贸n de la oferta econ贸mica de venta de energ铆a el茅ctrica, si el resultado de la verificaci贸n a que se refiere el apartado anterior es positivo e inclusi贸n de dicha oferta en el proceso de casaci贸n.

14.8.5. Inclusi贸n en la casaci贸n.

El vendedor deber谩 aceptar el resultado de la casaci贸n en los t茅rminos establecidos en estas Reglas.

Regla 15陋 Ofertas de compra.

15.1. Sujetos.

15.1.1. Compradores.

Podr谩n presentar ofertas de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica en el mercado intradiario todos los agentes habilitados para presentar ofertas de venta de energ铆a el茅ctrica en el mercado diario, y aquellos agentes, de entre los habilitados -distribuidores, comercializadores y consumidores cualificados y en su caso agentes externos- para presentar ofertas de adquisici贸n en el mercado diario, que hubieran participado en la sesi贸n del mismo sobre la que se abra sesi贸n de mercado intradiario, as铆 como aquellos agentes que hayan adquirido energ铆a a trav茅s de un contrato bilateral f铆sico. Los citados titulares de ofertas de adquisici贸n en el mercado diario y quienes hayan adquirido energ铆a a trav茅s de un contrato bilateral f铆sico, s贸lo podr谩n participar respecto de los per铆odos horarios de programaci贸n, comprendidos en la sesi贸n del mercado intradiario, que se correspondan con los incluidos en la sesi贸n de mercado diario en la que participaron o con el d铆a para el cual se haya realizado la adquisici贸n de energ铆a, en el caso de contratos bilaterales f铆sicos.

15.1.2. Operador del mercado.

Las ofertas de adquisici贸n se presentar谩n al operador del mercado.

15.2. Clases.

Las ofertas de adquisici贸n pueden ser simples y complejas, en raz贸n de su contenido.

15.3. Objeto y contenido.

15.3.1. Ofertas simples.

Son las presentadas para uno o varios per铆odos horarios de programaci贸n con expresi贸n de una cantidad y un precio, incluso cero, de un tramo de energ铆a, pudiendo existir, para cada per铆odo horario de programaci贸n, hasta cinco tramos de adquisici贸n de energ铆a para una misma unidad de producci贸n o de adquisici贸n en el mercado intradiario.

15.3.2. Ofertas complejas.

Son las que, cumpliendo 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 s贸lo afectar谩n a las energ铆as incluidas en dichas ofertas y no a las energ铆as asignadas previamente en el programa viable definitivo y en las sesiones anteriores del mercado intradiario.

15.3.2.1. Condici贸n de variaci贸n de capacidad de producci贸n o de energ铆a previamente adquirida, o condici贸n de gradiente de carga.

Los compradores podr谩n incorporar esta condici贸n al conjunto de las ofertas de compra que los titulares de las unidades de producci贸n o de adquisici贸n presenten por cada una de ellas. La condici贸n de gradiente de carga consiste en establecer para cada unidad de producci贸n o de adquisici贸n una diferencia m谩xima de variaci贸n de capacidad de producci贸n o de disminuci贸n de la energ铆a asignada, entre dos per铆odos horarios de programaci贸n consecutivos.

Esta condici贸n se expresar谩 en MW/minuto de subida o de bajada, o de arranque o parada, y su inclusi贸n en el proceso de casaci贸n se realizar谩 de acuerdo con lo se帽alado en la Regla 16.3.3.1. Como valor a tener en cuenta en la casaci贸n, se elegir谩 aquel introducido en la oferta de menor n煤mero identificativo correspondiente a la unidad.

El resultado de la casaci贸n estar谩, en todo caso, limitado por la capacidad m谩xima de producci贸n, o por el total de energ铆a previamente asignada en el programa diario viable y en los mercados intradiarios previos en el per铆odo horario de programaci贸n a dicha unidad de producci贸n o de adquisici贸n respectivamente. Esta condici贸n habr谩 de respetar, en todo caso, la variaci贸n lineal de manera continua de la producci贸n de la unidad de producci贸n, o de la energ铆a adquirida por la unidad de adquisici贸n, en cada uno de los per铆odos horarios de programaci贸n.

15.3.2.2. Condici贸n de aceptaci贸n completa en la casaci贸n del tramo primero de la oferta de compra.

Los compradores pueden incluir en las ofertas de compra que presenten por cada unidad de producci贸n o de adquisici贸n, la condici贸n de que, en caso de no resultar totalmente casado el tramo primero de su oferta, esta oferta sea eliminada.

15.3.2.3. Condici贸n de aceptaci贸n completa en cada hora en la casaci贸n del tramo primero de la oferta de compra.

Los compradores pueden incluir en las ofertas que presenten por cada unidad de producci贸n o de adquisici贸n, la condici贸n de que, en caso de no resultar totalmente casado el tramo primero de su oferta en una hora, ser谩n eliminados de la casaci贸n todos los tramos de la oferta correspondiente a dicha hora, permaneciendo el resto de la oferta v谩lida.

15.3.2.4. Condici贸n de m铆nimo n煤mero de horas consecutivas de aceptaci贸n completa del tramo primero de la oferta.

Los compradores pueden incluir en las ofertas de compra que presenten por cada unidad de producci贸n o de adquisici贸n, la condici贸n de que, en caso de no resultar casado completamente en parte del horizonte de casaci贸n, el primer tramo, seg煤n lo hayan definido en su oferta, durante el n煤mero consecutivo de horas especificado en su oferta de compra, esta oferta sea eliminada.

15.3.2.5. Condici贸n de energ铆a m谩xima.

La condici贸n de energ铆a m谩xima es aquella por cuya virtud la aceptaci贸n por el operador del mercado de una oferta de compra para el horizonte de programaci贸n se refiere la oferta, determina que, si la oferta resulta casada, lo sea, por un volumen de energ铆a total inferior o igual al indicado por el titular en su oferta, y nunca por un volumen superior. Un valor cero indica que esta condici贸n no debe ser considerada.

15.3.2.6. Condici贸n de pagos m谩ximos.

Los compradores pueden incluir como condici贸n en cada oferta de compra que presenten por una unidad de producci贸n o de adquisici贸n, que dicha oferta s贸lo se entiende presentada a los efectos de la casaci贸n, si produce como consecuencia de su aceptaci贸n unos pagos menores que el m谩ximo, que se expresar谩n como una cantidad fija en pesetas o c茅ntimos de euro, sin decimales y, como una cantidad variable expresada en pesetas o c茅ntimos de euro por kWh, con un m谩ximo de tres decimales.

La condici贸n de pagos m谩ximos no podr谩 ser utilizada en aquellas ofertas de compra que incorporen m谩s del 50% de la energ铆a al precio instrumental de las ofertas de compra (precio de 30 ptas./kWh).

15.3.3. Podr谩n presentarse varias ofertas de compra para un mismo per铆odo horario de programaci贸n y una misma unidad de producci贸n o adquisici贸n que ser谩n tratadas de forma independiente.

15.4. Lugar.

Las ofertas de adquisici贸n deber谩n presentarse en los servidores de informaci贸n del operador del mercado por el medio electr贸nico que 茅ste habilite al efecto.

Los medios electr贸nicos disponibles ser谩n alguno de los siguientes:

-Acceso a trav茅s de Internet.

-Acceso a trav茅s de l铆neas de Red de Telefon铆a B谩sica (RTB).

-Acceso a trav茅s de l铆neas de Red Digital de Servicios Integrados (RDSI).

-Acceso a trav茅s de l铆neas dedicadas, para aquellos agentes que las instalen.

El operador del mercado podr谩 actualizar los medios de comunicaci贸n de su sistema inform谩tico para incorporar los avances tecnol贸gicos que se puedan producir.

El operador del mercado mantendr谩 informados a los agentes del mercado de las modificaciones que incorpore en su sistema de informaci贸n en cada momento.

Los vendedores realizar谩n la comunicaci贸n de sus ofertas de adquisici贸n al operador del mercado asumiendo los costes y la medios de comunicaci贸n que el agente estime necesarios para el env铆o de las ofertas.

15.5. Tiempo.

El operador del mercado determinar谩 el momento inicial del per铆odo de presentaci贸n y aceptaci贸n de ofertas de compra y lo comunicar谩 a los agentes. Las ofertas deber谩n recibirse antes del cierre del per铆odo de aceptaci贸n de ofertas. La hora de recepci贸n ser谩 la que indique el sistema inform谩tico del operador del mercado en el momento de la recepci贸n.

15.6. Formato.

Las ofertas deber谩n tener el formato que se establece a continuaci贸n, en relaci贸n con el contenido de las mismas:

a) C贸digo de la unidad de producci贸n o de adquisici贸n.

b) Descripci贸n de la oferta. Campo alfanum茅rico que no utiliza el algoritmo.

c) Unidad monetaria. Pesetas o c茅ntimos de euro.

d) Tipo de ajuste seg煤n los c贸digos definidos en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

e) Condici贸n de pago m谩ximo para esta oferta por la unidad de producci贸n o de adquisici贸n, que se expresar谩 por medio de los dos valores siguientes:

-T茅rmino fijo (TF) para un mismo horizonte diario de programaci贸n, fijado en pesetas o c茅ntimos de euro, sin que puedan incluirse decimales.

-T茅rmino variable (TV), que permanecer谩 invariable para un mismo horizonte diario de programaci贸n, fijado en pesetas o c茅ntimos de euro por kWh, pudi茅ndose incluir tres cifras decimales.

f) Gradiente de parada, arranque subida y bajada (MW/minuto).

g) M铆nimo t茅cnico (MW, con un m谩ximo de un decimal).

h) Indicador del requerimiento de aceptaci贸n completa del tramo primero de la oferta de compra (S/N).

i) Energ铆a m谩xima admisible por la oferta de compra en MWh, con un m谩ximo de un decimal.

j) Indicador del requerimiento de aceptaci贸n completa en cada hora del tramo primero de la oferta de compra (S/N).

k) N煤mero de horas consecutivas requeridas con el tramo primero de la oferta casada.

Por cada tramo y per铆odo horario de programaci贸n:

-Fecha que cubre la oferta.

-Hora que cubre la oferta.

-N煤mero de tramo de la oferta.

-Cantidad de energ铆a en MWh, con un m谩ximo de un decimal.

-Precio ofertado en ptas./kWh.

15.7. Limitaciones a la oferta.

La presentaci贸n de ofertas est谩 sometida a las siguientes limitaciones.

15.7.1. La suma de las energ铆as asignadas en el 煤ltimo programa horario final o programa diario viable si se trata de la primera sesi贸n del mercado intradiario, junto a la ofertada, debe estar comprendido entre los l铆mites de energ铆as superior e inferior de que disponga el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

Sin perjuicio de lo anterior, las posteriores informaciones enviadas por el operador del sistema al sistema de informaci贸n del operador del mercado sobre indisponibilidades de unidades de producci贸n, recibidas en el sistema de informaci贸n del operador del mercado antes del cierre de recepci贸n de ofertas de la sesi贸n, determinar谩n que las correspondientes ofertas de compra no sean consideradas v谩lidas y, en consecuencia, no ser谩n incluidas en la casaci贸n.

15.7.1.1. Definici贸n e incorporaci贸n de la informaci贸n sobre indisponibilidades y limitaciones enviada por el operador del sistema al sistema de informaci贸n del operador del mercado.

La informaci贸n sobre indisponibilidades enviada por el operador del sistema al sistema de informaci贸n del operador del mercado se realizar谩 a trav茅s de 茅ste y contendr谩 siempre todas las indisponibilidades que el operador de sistema ha confirmado de cualquiera de las unidades f铆sicas en el momento de su env铆o. Las indisponibilidades se enviar谩n por unidad f铆sica, si bien en el caso de las unidades de gesti贸n hidr谩ulica, el operador de sistema puede indicar, en el registro de env铆o de la indisponibilidad de una unidad f铆sica, que la unidad de gesti贸n hidr谩ulica a la que pertenece est谩 totalmente indisponible.

La informaci贸n sobre indisponibilidades se incorporar谩 en el sistema de informaci贸n del operador del mercado de manera inmediata, siendo la hora l铆mite de incorporaci贸n a efectos de casaci贸n la hora de cierre de la sesi贸n.

La informaci贸n sobre limitaciones enviada por el operador del sistema al operador del mercado contendr谩 siempre todas las limitaciones que el operador de sistema impone a la posibilidad de ofertar en el mercado intradiario de cualquiera de las unidades de producci贸n o adquisici贸n, o de las unidades f铆sicas, en el momento del env铆o de la informaci贸n. La informaci贸n sobre limitaciones se puede recibir por unidad de producci贸n o por unidad f铆sica, si bien la limitaci贸n a la posibilidad de ofertar se har谩 siempre por unidad de producci贸n.

La informaci贸n sobre limitaciones se incorporar谩 al sistema de informaci贸n del operador del mercado de manera inmediata, excepto durante las sesiones del mercado intradiario que no se incorporar谩, realiz谩ndose la incorporaci贸n cuando el programa horario final de la sesi贸n sea firme. S贸lo se utilizar谩n las limitaciones a la posibilidad de ofertar que est谩n dentro del horizonte de programaci贸n de la siguiente sesi贸n del mercado intradiario.

15.7.1.2. Verificaci贸n de ofertas.

Se verificar谩 que la energ铆a ofertada por hora por la unidad de producci贸n est谩 dentro de los m谩rgenes permitidos mediante las siguientes f贸rmulas:

La energ铆a horaria asignada a la unidad de producci贸n en el 煤ltimo programa horario final, o programa diario viable si se trata de la primera sesi贸n del mercado intradiario, m谩s las correspondientes a la oferta, ha de ser menor que el menor de los siguientes valores:

-PMAX

-PDISP

-PLIMITSUB

y a su vez ha de ser mayor que el mayor de los siguientes valores:

-PMIN

-PLIMITBAJ.

Ha de cumplirse que:

PMAX PDISP PLIMITSUB

PMIN PLIMITBAJ

y que cualquiera de los valores: PMAX, PDISP, PLIMITSUB es mayor que cualquiera de los valores: PMIN, PLIMITBAJ.

En la situaci贸n la suma de las energ铆as del programa previo m谩s la oferta no cumpla las anteriores condiciones pero contribuya a aproximarse a cumplir con la condici贸n requerida, a pesar de que no la cumpla. Las f贸rmulas son iguales salvo que se compara la diferencia entre los dos valores, antes y despu茅s de a帽adirle la oferta, y 茅sta es v谩lida si esa diferencia (el grado de incumplimiento de la condici贸n) disminuye al a帽adirle al programa casado la oferta.

Siendo:

PMAX: Potencia m谩xima definida en el sistema de informaci贸n del operador del mercado para la unidad de producci贸n (suma de las potencias m谩ximas de las unidades f铆sicas).

PMIN: Potencia m铆nima definida en el sistema de informaci贸n del operador del mercado para la unidad de producci贸n (suma de las potencias m铆nimas de las unidades f铆sicas).

PDISP: Potencia m谩xima de una unidad de producci贸n, una vez descontada la potencia indisponible a subir de sus unidades f铆sicas.

PLIMITSUB: Potencia m谩xima de una unidad de producci贸n que el operador de sistema ha declarado en el fichero de limitaciones como valor m谩ximo.

PLIMITBAJ: Potencia m铆nima de una unidad de producci贸n que el operador de sistema ha declarado en el fichero de limitaciones como valor m铆nimo.

En caso de recibirse una nueva informaci贸n sobre indisponibilidad durante el proceso de recepci贸n de ofertas de una sesi贸n, de una unidad f铆sica correspondiente a una unidad de producci贸n limitada por el operador de sistema, puede darse la siguiente situaci贸n:

PDISP < PLIMITBAJ.

En este caso se modificar谩 la potencia l铆mite a bajar siendo igual a l a potencia m谩xima disponible:

PLIMITBAJ = PDISP.

15.7.2. Las horas ofertadas deben estar comprendidas en el horizonte de casaci贸n de la sesi贸n del mercado intradiario para la que se validan las ofertas.

15.7.3. Los tramos incluidos en las ofertas de compra en cada hora deben tener precios estrictamente decrecientes con el n煤mero de tramo. Se permiten tramos intermedios dentro de cada hora vac铆os, sin precio y sin energ铆a, pero no con energ铆a cero.

15.7.4. La suma de las energ铆as asignadas en el 煤ltimo programa horario final o en el programa viable definitivo en caso de ser el primer intradiario, a las unidades de producci贸n, menos las correspondientes a cada oferta de compra, debe dar un resultado mayor o igual que la menor de las siguientes potencias:

* Limitaci贸n del grupo por restricciones

* Limitaci贸n del grupo por indisponibilidad

En cualquier caso el valor deber谩 ser mayor que cero.

Posteriormente en el proceso de casaci贸n, y si la unidad de producci贸n ha declarado gradientes, el l铆mite podr谩 ser m谩s restrictivo al no permitirse que la potencia al inicio y/o final de hora sea menor que el l铆mite antes definido y, por tanto, la energ铆a horaria m铆nima ser谩 mayor o igual que dicho l铆mite.

15.8. Efectos.

La presentaci贸n de la oferta produce los siguientes efectos, sin perjuicio de otros recogidos en estas Reglas.

15.8.1. Verificaci贸n de la oferta.

Las ofertas de compra ser谩n verificadas por el operador del mercado, como condici贸n previa a su posterior posible aceptaci贸n, de acuerdo con lo siguiente:

15.8.1.1. Verificaci贸n del estado de la sesi贸n.

El operador del mercado verificar谩 en el momento de recepci贸n de la oferta de compra en su sistema inform谩tico, conforme a la hora de recepci贸n disponible en dicho sistema inform谩tico, que esta hora de recepci贸n es anterior al momento de finalizaci贸n del per铆odo de aceptaci贸n de ofertas.

15.8.1.2. Verificaciones del agente que presenta la oferta de compra.

-Que el agente est谩 dado de alta en el sistema del operador del mercado.

-Que el agente est谩 habilitado para presentar ofertas.

-Que el agente est谩 habilitado para presentar ofertas para la unidad de producci贸n o adquisici贸n. Ser谩n rechazadas todas las ofertas del agente que presente ofertas para unidades de producci贸n o adquisici贸n para las que no est茅 habilitado.

-Que el agente, en caso de los consumidores cualificados, comercializadores, distribuidores, y, en su caso, agentes externos, particip贸 en la sesi贸n correspondiente del mercado diario en la que se realiz贸 la casaci贸n para los per铆odos horarios de programaci贸n para los que presenta oferta en el mercado intradiario.

15.8.1.3. Verificaci贸n de la unidad de producci贸n o de adquisici贸n.

El operador del mercado comprobar谩 en el momento de la presentaci贸n de la oferta de compra que las instalaciones o puntos de suministro que integran la unidad de producci贸n o de adquisici贸n respectivamente, por la que se presenta dicha oferta est谩n dados de alta en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producci贸n del Ministerio de Industria y Energ铆a o, en su caso, cumple con lo establecido en la disposici贸n transitoria primera del Real Decreto 2019/1997.

15.8.1.4. Verificaciones de la adecuaci贸n de los datos de la oferta de adquisici贸n con la informaci贸n contenida en el sistema de informaci贸n del operador del mercado en cuanto a la energ铆a m谩xima a comprar en un per铆odo horario de programaci贸n.

El operador del mercado comprobar谩, en el momento de presentaci贸n de la oferta, que la energ铆a que el comprador demanda es inferior o igual que la que podr铆a demandar conforme a los datos del sistema de informaci贸n del operador del mercado. A estos efectos se calcular谩 la energ铆a m谩xima como la suma de todas las energ铆as asignadas en el programa diario viable y en las sesiones del mercado intradiario previas.

15.8.1.5. Verificaci贸n de la adecuaci贸n de los datos de la oferta de venta con la informaci贸n contenida en el sistema de informaci贸n del operador del mercado en cuanto a la condici贸n de variaci贸n de la capacidad de producci贸n.

El operador del mercado comprobar谩 en el momento de la presentaci贸n de la oferta que la m谩xima diferencia entre la producci贸n de energ铆a que la casaci贸n del mercado intradiario pueda aceptar a dicha unidad de producci贸n, en dos horas consecutivas, es inferior o igual que la que podr铆a suministrar como m谩ximo la unidad de producci贸n con respecto a los datos registrados en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

15.8.1.6. Verificaci贸n de la adecuaci贸n de los datos de la oferta de compra con la informaci贸n de que dispone el operador del mercado enviada por el operador del sistema.

El operador del mercado comprobar谩, antes de la posible posterior aceptaci贸n de la misma, que la energ铆a el茅ctrica ofertada por el comprador respeta las limitaciones puestas a disposici贸n del operador del mercado por el operador del sistema al inicio de la sesi贸n, de acuerdo a la Regla 15.7.

15.8.1.7. Verificaci贸n de la adecuaci贸n de los precios.

Verificar que los precios de las energ铆as expresados en las ofertas no son ni inferiores a los m铆nimos ni superiores a los m谩ximos de los precios adoptados a estos efectos y registrados en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

15.8.1.8. Verificaci贸n de la adecuaci贸n de los datos de la condici贸n de pagos m谩ximos.

Verificar que la oferta de compra no incorpora la condici贸n de pagos m谩ximos en el caso de que m谩s del 50% de la energ铆a haya sido ofertada al precio instrumental de 30 ptas./kWh.

15.8.1.9. Verificaci贸n de la adecuaci贸n de los gradientes.

Verificar que los valores de los gradientes declarados en la oferta, no pueden superar los existentes para la unidad de producci贸n o de adquisici贸n en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

15.8.1.10. Verificaci贸n de la adecuaci贸n de la condici贸n de energ铆a m谩xima.

-Verificar que la oferta con condici贸n de energ铆a m谩xima no incorpora la condici贸n de gradiente de carga.

-Verificar que la oferta con condici贸n de energ铆a m谩xima es la 煤nica oferta presentada para la unidad de producci贸n o adquisici贸n.

15.8.2. Aceptaci贸n de la oferta.

Las ofertas v谩lidas presentadas por cada unidad de producci贸n o de adquisici贸n devendr谩n firmes en el momento de finalizaci贸n del per铆odo de aceptaci贸n de ofertas.

15.8.3. Confidencialidad.

Los agentes se obligan a mantener confidenciales los datos relativos a la forma de acceso al sistema inform谩tico del operador del mercado, a custodiar las claves de instrumentos de acceso inform谩tico y a comunicar al operador del mercado cualquier incidencia relativa a la seguridad de la informaci贸n.

El operador del mercado y el operador del sistema mantendr谩n la confidencialidad de la informaci贸n que el comprador haya puesto a disposici贸n de los mismos en la oferta, desde el momento de su presentaci贸n y durante un per铆odo de treinta (30) d铆as desde el cierre de la sesi贸n del mercado intradiario para la que fue presentada, en tanto en cuanto no se altere este plazo, de acuerdo con lo establecido en el art铆culo 27.2 d) del Real Decreto 2019/1997.

15.8.4. Informaci贸n.

El operador del mercado informar谩 a los compradores de los siguientes extremos:

-Confirmaci贸n autom谩tica de la recepci贸n de la oferta de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica por los procedimientos que se establecen en estas Reglas.

-Puesta a disposici贸n de la informaci贸n contenida en las ofertas en modo tal que los agentes del mercado puedan reproducir en sus sistemas inform谩ticos el proceso de casaci贸n a partir del per铆odo de confidencialidad determinado.

-Verificaci贸n en los t茅rminos establecidos en estas Reglas de la oferta econ贸mica de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica que le haga el comprador y comunicaci贸n autom谩tica del resultado de la verificaci贸n.

-Aceptaci贸n de la oferta econ贸mica de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica, si el resultado de la verificaci贸n a que se refiere el apartado anterior es positivo e inclusi贸n de dicha oferta en el proceso de casaci贸n.

15.8.5. Inclusi贸n de casaci贸n.

El comprador deber谩 aceptar el resultado de la casaci贸n en los t茅rminos establecidos en estas Reglas, as铆 como el suministro de la energ铆a adquirida y el pago de la misma.

Regla 16陋 Procedimiento de casaci贸n.

16.1. Elementos b谩sicos del procedimiento de casaci贸n en el mercado intradiario.

El operador del mercado realizar谩 la casaci贸n de las ofertas de compra y venta de energ铆a el茅ctrica por medio del m茅todo de casaci贸n simple, que es aquel que obtiene de manera independiente el precio marginal, as铆 como el volumen de energ铆a el茅ctrica que se acepta para cada comprador y vendedor de producci贸n para cada per铆odo horario de programaci贸n. Dicho m茅todo de casaci贸n simple se adaptar谩 mediante aquellos algoritmos matem谩ticos necesarios para incluir en el procedimiento la posibilidad, de realizar ofertas complejas.

S贸lo ser谩n incluidas en el algoritmo de casaci贸n las caracter铆sticas de las ofertas complejas contempladas en las presentes Reglas. A los efectos de estas Reglas de Funcionamiento del Mercado se entiende por algoritmo de casaci贸n al conjunto ordenado y finito de operaciones matem谩ticas que permite obtener en cada per铆odo horario de programaci贸n el precio marginal. Dicho precio se corresponde con la 煤ltima oferta de venta.

La casaci贸n podr谩 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 asignaci贸n de producci贸n y demanda de energ铆a el茅ctrica y de fijaci贸n del precio marginal en los casos de indeterminaci贸n ser谩n comunes para los procedimientos simple y complejo de casaci贸n.

16.2. Casaci贸n simple.

El operador del mercado obtendr谩 los precios marginales para cada uno de los per铆odos horarios de programaci贸n del mismo horizonte de programaci贸n, y realizar谩 el reparto de la energ铆a el茅ctrica ofertada en cada per铆odo horario de programaci贸n entre las ofertas de venta y de adquisici贸n por medio de una casaci贸n simple compuesta por las siguientes operaciones:

16.2.1. Determinaci贸n de la curva de oferta agregada de energ铆a el茅ctrica a帽adiendo por orden de precio ascendente, las cantidades de energ铆a el茅ctrica correspondientes a las ofertas de venta de energ铆a, con independencia de la unidad de producci贸n o adquisici贸n a la que corresponden.

16.2.2. Determinaci贸n de la curva de demanda agregada de energ铆a el茅ctrica a帽adiendo por orden de precio descendente, las cantidades de energ铆a el茅ctrica correspondientes a las ofertas de compra de energ铆a, con independencia de la unidad de producci贸n o adquisici贸n a la que corresponden.

16.2.3. Determinaci贸n del punto de cruce de las curvas de oferta y de demanda agregadas y obtenci贸n para cada per铆odo horario de programaci贸n del precio marginal, correspondiente al precio de la 煤ltima oferta de venta.

16.2.4. Asignaci贸n a cada vendedor, por cada oferta de venta de energ铆a el茅ctrica que haya presentado en un mismo per铆odo horario de programaci贸n, de la energ铆a el茅ctrica objeto de la oferta, siempre que el precio de dicha oferta de venta sea inferior o igual al precio marginal de la energ铆a el茅ctrica para dicho per铆odo horario de programaci贸n y exista energ铆a el茅ctrica suficiente demandada a dicho precio.

16.2.5. Asignaci贸n a cada comprador, por cada oferta de compra de energ铆a el茅ctrica que haya presentado en un mismo per铆odo de programaci贸n, de la energ铆a el茅ctrica a adquirir durante ese per铆odo horario de programaci贸n, siempre que el precio de dicha oferta de compra sea superior o igual al precio marginal de la energ铆a el茅ctrica para dicho per铆odo horario de programaci贸n, y exista oferta de venta de energ铆a el茅ctrica suficiente ofertada a dicho precio.

16.2.6. Al ser las curvas agregadas de producci贸n y demanda de energ铆a el茅ctrica curvas discretas por escalones, el cruce de las mismas puede originar, dentro de alguno o algunos per铆odos horarios de programaci贸n de un mismo horizonte de programaci贸n, una indeterminaci贸n en el reparto de la energ铆a el茅ctrica, que pueda corresponder a determinadas ofertas de compra o venta de dicha energ铆a el茅ctrica. En este supuesto y cuando el cruce de las curvas agregadas de oferta y de demanda de energ铆a el茅ctrica se produzca en un tramo horizontal de cualquiera de ellas o de ambas, el operador del mercado proceder谩 del modo siguiente:

-En el caso de exceso de oferta de venta de energ铆a el茅ctrica, este exceso se deducir谩 proporcionalmente de las cantidades de energ铆a el茅ctrica que figuren en las ofertas econ贸micas de venta de los vendedores cuyo precio coincida con el precio marginal del per铆odo horario de programaci贸n de que se trate. En el caso de existir uno o m谩s tramos indivisibles de venta a precio marginal, todos ellos se eliminar谩n.

-En el caso de exceso de demanda de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica, este exceso se deducir谩 proporcionalmente de las cantidades de energ铆a el茅ctrica incorporadas en aquellas ofertas de adquisici贸n cuyo precio coincida con el precio de la 煤ltima oferta de adquisici贸n aceptada. En el caso de existir uno o m谩s tramos indivisibles de adquisici贸n a precio de la 煤ltima oferta de adquisici贸n casada, todos ellos se eliminar谩n.

-Para evitar descuadres debidos al redondeo tras la aplicaci贸n de las deducciones de energ铆a en caso de exceso de oferta o demanda a precio marginal, se aplicar谩 el siguiente procedimiento:

1. Inicialmente, la energ铆a total asignada tras el reparto que no corresponda con un valor entero del primer decimal se truncar谩 al valor entero inferior de dicho decimal.

2. A continuaci贸n, se eval煤a 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 n煤mero de ofertas que deben incrementar su asignaci贸n en, 0,1 MWh durante el per铆odo horario para corregir el descuadre.

3. Finalmente se incrementa en 0,1 MWh la energ铆a aceptada a un n煤mero D de ofertas que entraron en el reparto, eligiendo en primer lugar las que quedaron con un valor residual m谩s elevado tras el truncamiento al valor entero inferior del primer decimal. Ante igualdad de este valor se elegir谩n las ofertas con mayor energ铆a asignada. En caso de nueva igualdad, se elegir谩n las ofertas que hayan sido presentadas con anterioridad.

16.2.7. Si en el punto de intersecci贸n de las curvas agregadas de demanda y oferta, no coincidiesen los precios de la 煤ltima unidad de energ铆a aceptada de venta y adquisici贸n (lo que es equivalente a que las curvas agregadas de oferta y demanda de energ铆a el茅ctrica coincidan o se crucen en un tramo vertical de la curva de oferta), el operador del mercado aplicar谩 el mismo criterio que se utiliza en el mercado diario, pudiendo adoptarle un criterio diferente para el mercado intradiario si la experiencia as铆 lo aconseja.

16.3. Procedimiento de casaci贸n cuando concurran ofertas de venta simples y complejas.

Si concurren ofertas simples y complejas de adquisici贸n y venta de energ铆a el茅ctrica en un mismo horizonte de programaci贸n, el operador del mercado incorporar谩 en el proceso de casaci贸n con ofertas simples las condiciones que integran las citadas ofertas complejas como se indica en los apartados siguientes.

16.3.1. B煤squeda de una primera soluci贸n v谩lida.

Esta b煤squeda tiene por objeto encontrar una soluci贸n que determina los precios marginales correspondientes a los per铆odos horarios de programaci贸n del horizonte de programaci贸n y una asignaci贸n de energ铆a el茅ctrica a cada una de las unidades de producci贸n y adquisici贸n que hayan presentado ofertas econ贸micas de adquisici贸n y venta de energ铆a el茅ctrica en el per铆odo horario de programaci贸n de que se trate, y que cumpla las condiciones derivadas de las ofertas complejas para el mercado intradiario.

Para ello el operador del mercado aplicar谩 el m茅todo de casaci贸n simple descrito en la cl谩usula anterior, al que se le incorporar谩 como condici贸n la obtenci贸n de una soluci贸n que cumpla con la condici贸n de gradiente de carga. A este m茅todo, se le denominar谩 casaci贸n simple condicionada.

Para incorporar el tratamiento de las condiciones derivadas de las ofertas complejas en la b煤squeda de la primera soluci贸n v谩lida, el proceso comprender谩 los siguientes pasos:

1. Se seleccionan todas las ofertas que se han presentado en la sesi贸n del mercado intradiario.

2. Se realiza una casaci贸n simple con todas las ofertas seleccionadas, incorporando la restricci贸n de gradiente de carga y la condici贸n de aceptaci贸n completa en cada hora del primer tramo.

3. Se comprueba que no haya autocasaciones. No se permitir谩 la existencia de energ铆a autocasada para una misma unidad de producci贸n o adquisici贸n que provoque una alteraci贸n del precio (que marque marginal), procedi茅ndose en el caso a eliminar la energ铆a de dichas ofertas de la casaci贸n en el per铆odo en cuesti贸n.

En el caso de que se d茅 la circunstancia de que dos o m谩s unidades de producci贸n o adquisici贸n se autocasen al precio marginal, todas las autocasaciones ser谩n retiradas de la soluci贸n.

En caso de indeterminaci贸n, el orden de retirada de energ铆a autocasada ser谩:

-Precio (primero se eliminar谩 los de menor precio).

-Fecha y hora, minutos y segundos de recepci贸n de la oferta (a igualdad de precio, se retirar谩 la que corresponda a ofertas que hayan sido insertadas en el sistema de informaci贸n del operador del mercado m谩s tarde).

-N煤mero de orden de la oferta (en caso de igualdad de precio y fecha y hora de inserci贸n en el sistema de informaci贸n del operador del mercado, se retirar谩n las que correspondan a ofertas con n煤mero secuencial mayor, dentro de las ofertas de la unidad).

4. Se comprueba si todas las ofertas asignadas en la casaci贸n simple cumplen la condici贸n de aceptaci贸n completa del primer tramo.

5. Se seleccionan todas las ofertas que no cumplen dicha condici贸n y se ordenan seg煤n se establece en el punto 16.3.3.2, retir谩ndose de la casaci贸n la 煤ltima oferta. Con el conjunto de ofertas restante se repite el paso 2.

6. Cuando se ha comprobado que todas las ofertas aceptadas cumplen la condici贸n de aceptaci贸n completa del primer tramo, se repiten los pasos 2 a 4 del proceso con las condiciones de m铆nimo n煤mero de horas consecutivas de aceptaci贸n completa del tramo primero energ铆a m谩xima e ingresos m铆nimos/pagos m谩ximos, sucesivamente.

16.3.2. Autocasaciones.

Una vez que se dispone de una soluci贸n que cumple las restricciones de gradiente y de energ铆a m谩xima, el algoritmo proceder谩 a realizar el tratamiento de las autocasaciones, cuando una unidad autocasada en una hora haya marcado precio en esa misma hora. El proceso es el siguiente:

-Para cada hora del horizonte de la sesi贸n, se verifica si a alguna de las unidades que han marcado precio en esa hora se le ha aceptado adem谩s (total o parcialmente) alguna oferta de compra o recompra. Para todas las unidades en estas condiciones, se obtienen los valores:

* Evm: Energ铆a aceptada a ofertas de venta o reventa de la unidad en esa hora, a precio marginal.

* Ec: Total de energ铆a aceptada a ofertas de compra o recompra de la unidad en esa hora.

-A continuaci贸n, se anulan total o parcialmente los tramos de oferta autocasados, de la siguiente forma:

* Si Evm es superior a Ec, se anulan todos los tramos de compra o recompra aceptados a la unidad en esa hora, y se limitan los tramos de venta o reventa aceptados a precio marginal, a un valor E = Evm - Ec. En caso de que la energ铆a Evm corresponda a varios tramos, se eliminan primero los que correspondan a ofertas globales que hayan sido presentadas m谩s tarde, y en caso de igualdad las que correspondan a ofertas con n煤mero secuencial mayor, dentro de las ofertas de la unidad.

* Si Evm, es inferior a Ec, se anulan todos los tramos de venta o reventa aceptados a la unidad en esa hora a precio marginal, y se limitan los tramos de compra o recompra aceptados, a un valor E = Ec - Evm. En caso de que la energ铆a Ec, corresponda a varios tramos, se eliminan primero los de precio m谩s bajo, en caso de igualdad, los que correspondan a ofertas globales que hayan sido presentadas m谩s tarde, y en caso de nueva igualdad las que correspondan a ofertas con n煤mero secuencial mayor, dentro de las ofertas de la unidad.

*Si Evm es igual a Ec, se anulan todos los tramos de venta o reventa aceptados a precio marginal, y todos los tramos de compra o recompra aceptados.

-En caso de que la limitaci贸n o anulaci贸n de ofertas de venta o reventa haga que desaparezcan todas las ofertas que marcaban precio, el algoritmo modificar谩 el precio marginal de la hora y repetir谩 el proceso anterior de comprobaci贸n de autocasaciones con el nuevo precio.

El m茅todo aqu铆 descrito mantiene el cumplimiento de las condiciones de gradiente (ya que siempre se elimina a la unidad el mismo valor de energ铆a de ofertas de compra o recompra que de venta o reventa) y de energ铆a m谩xima (ya que a cada oferta global s贸lo puede se le puede reducir la energ铆a aceptada, no aumentar).

16.3.3. Comprobaci贸n de las condiciones incorporadas en las ofertas para la obtenci贸n de la primera soluci贸n v谩lida.

16.3.3.1. Condici贸n de gradiente de carga.

16.3.3.1.1. Criterios generales.

La condici贸n de gradiente de carga tiene por objeto la limitaci贸n de la asignaci贸n del volumen de carga correspondiente a una oferta de compra o venta de una unidad de producci贸n o adquisici贸n cuando la variaci贸n de energ铆a entre dos per铆odos horarios de programaci贸n consecutivos supera el valor declarado en la oferta.

A los efectos de esta Regla se denomina energ铆a agregada de una unidad de producci贸n o adquisici贸n a la suma de las energ铆as asignadas en virtud del programa diario viable y mercados intradiarios previos a la sesi贸n actual de dicho mercado m谩s la energ铆a asignada en el proceso de casaci贸n de la citada sesi贸n actual del mercado intradiario.

Tambi茅n a los efectos de esta regla, se denomina:

-Potencia m谩xima: la menor entre la potencia m谩xima en el sistema de informaci贸n del operador del mercado, la potencia m谩xima disponible y la potencia m谩xima limitada por el operador de sistema por criterios de seguridad

-Potencia m铆nima: la mayor entre la potencia m铆nima en el sistema de informaci贸n del operador del mercado, y la potencia m铆nima limitada por el operador de sistema por criterios de seguridad.

Los criterios fundamentales que se aplican en la comprobaci贸n de la condici贸n de gradiente son los siguientes:

-La declaraci贸n de gradiente es opcional. Un valor de gradiente igual a cero en la oferta se interpreta como renuncia al uso de esta condici贸n compleja.

-Se podr谩n utilizar dos conjuntos de gradientes para cada unidad de producci贸n, de arranque/subida y de parada/bajada cuando la unidad incremente/reduzca su programa en dos per铆odos consecutivos.

-El incremento o reducci贸n de la potencia durante cada hora se considerar谩 siempre lineal.

-La comprobaci贸n de la condici贸n se realizar谩 analizando en. primer lugar cada uno de los per铆odos horarios en sentido directo (es decir, comprobando cada per铆odo horario en funci贸n de los datos correspondientes al per铆odo horario de programaci贸n anterior) y en segundo lugar en sentido inverso (es decir, comprobando cada per铆odo horario de programaci贸n en funci贸n de los datos correspondientes al per铆odo horario de programaci贸n posterior).

-Durante la comprobaci贸n de la condici贸n de gradiente no se modifica ninguna asignaci贸n de energ铆a realizada previamente en el mercado diario, sino solamente las ofertas que se presenten en la sesi贸n del mercado intradiario.

-En todo caso el operador del mercado asignar谩 al titular de una unidad de producci贸n que incorpore a las ofertas de venta o compra la condici贸n de gradiente, una cantidad de energ铆a inferior a la expresada en una oferta de compra o de venta, que la que le hubiere correspondido de no haber incorporado dicha condici贸n.

16.3.3.1.2. Procedimiento.

Siguiendo los criterios expuestos en los p谩rrafos anteriores, para comprobar la condici贸n de gradiente, el operador del mercado seguir谩 el siguiente procedimiento:

a) Comprobaci贸n de la condici贸n de gradiente en sentido horario. (Directo)

-En primer lugar se realiza la casaci贸n para la primera hora del horizonte utilizando todas las ofertas presentadas por cada unidad, de la cual se obtienen los valores horarios totales de energ铆a para cada unidad en la hora 1 (E1). En estos valores ya se ha contabilizado la energ铆a asignada en el despacho anterior.

-A continuaci贸n, se calculan los valores de energ铆a m谩xima (EM1) y m铆nima (EN1) admisibles para cada unidad en la hora 1. Para esta primera hora, EM1 toma el valor de la potencia m谩xima para la unidad. en la hora 1, y EN1 toma el valor de la potencia m铆nima.

-Se comprueba para cada unidad si E1 est谩 entre los valores obtenidos para EM1 y EN1. En caso negativo, se comprueba si puede solucionarse este problema bas谩ndose en limitar las ofertas casadas a la unidad. Esto es:

* Si E1 es mayor que EM1, se comprueba si se han aceptado ofertas 芦a subir禄 (de compra o de venta) a la unidad. Si es as铆, se limitan estas ofertas de manera que, considerando que van a salir casadas las mismas ofertas 芦a bajar禄 (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 adquisici贸n o producci贸n respectivamente. Si es as铆, se limitan estas ofertas de manera que, considerando que van a salir casadas las mismas ofertas de venta o compra para unidades de producci贸n o adquisici贸n 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 ser谩 empezando por las m谩s caras, en los casos de venta, y empezando por las m谩s baratas, en los casos de compra.

Si se han realizado limitaciones a alguna unidad, se repite la casaci贸n en esa hora y se vuelven a comprobar las restricciones anteriores. Si es necesario realizar nuevas limitaciones, 茅stas se a帽aden a las que ya se hubieran impuesto en casaciones anteriores de la misma hora.

Si no se han realizado limitaciones (bien por cumplimiento de restricciones de gradiente por todas las unidades, o bien por imposibilidad de solucionar el incumplimiento) se da la casaci贸n de la hora por v谩lida temporalmente.

-Una vez en esta situaci贸n, y para todas las unidades que hayan declarado gradientes, se calculan los valores de potencia m谩xima y m铆nima al final de la hora 1, de la siguiente forma:

* Si la energ铆a asignada en la hora 1 (E1) es inferior al m铆nimo t茅cnico, se supone que la unidad est谩 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 gd el de bajada.

* Con los gradientes elegidos, se obtienen los valores de potencia m谩xima y m铆nima al inicio de la hora 1 (PM0 y PN0) y al final de la hora 1 (PM1 y PN1) suponiendo pendientes lineales m谩ximas que haga cumplir el valor de energ铆a E(1) obtenido, esto es:

PN0 = E1 - ga * 30 PM1 = E1 + ga * 30

PM0 = E1 + gd * 30 PN1 = E1 - gd * 30

Si PN0, resulta inferior al m铆nimo o PM1 supera el m谩ximo valor de potencia de la unidad de producci贸n en la hora 1, se reduce la pendiente al m谩ximo que permita que ambos valores sean factibles. An谩logamente, se comprueban y recalculan, si fuese necesario, los valores de PM0 y PN1. Los valores m谩ximo y m铆nimo al final de la hora 1 (PM1 y PN1) se almacenan para uso posterior.

-Seguidamente, se realiza la casaci贸n para la hora 2, obteni茅ndose para cada unidad un valor E2 de energ铆a final asignada en la hora 2.

-A continuaci贸n, se calculan los valores de energ铆a m谩xima (EM2) y m铆nima (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 m谩xima para la unidad en la hora 2, y EN2 toma el valor de la potencia m铆nima.

* Si la unidad ha declarado gradientes, se calculan los valores de potencias m谩xima (PM2) y m铆nima (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 m谩xima al final de la hora 1 (PM1) es estrictamente inferior al m铆nimo t茅cnico 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 m谩xima para la unidad en la hora 2, se toma dicho m谩ximo como nuevo valor de PM2.

An谩logamente, para calcular PN2, se selecciona un valor de, gradiente descendente (gd). Si a partir del valor de PN1 se puede alcanzar un valor interior al m铆nimo t茅cnico 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 m铆nima para esa unidad en la hora 2, se toma dicho valor como nuevo valor de PN2.

Una vez obtenidos PM2 y PN2, se calcula EM2 como el valor medio de PM1 y PM2, y EN2 como el valor medio de PN1 y PN2.

-Se comprueba para cada unidad si E2 est谩 entre los valores obtenidos para EM2 y EN2. En caso negativo, se comprueba si puede solucionarse este problema bas谩ndose 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 m谩s limitaciones.

-Con los valores E1 y E2 obtenidos para cada unidad que haya declarado gradientes, se calcula un valor 煤nico de potencia al final de la hora 2 (P2).

En caso de que la restricci贸n de gradientes se haya cumplido (es decir, E2 se encuentra entro EM2 y EN2, se tratar谩 de asignar un r茅gimen ascendente o descendente continuo durante las dos horas. La f贸rmula para P2 ser谩:

P2 = E1 + (E2 - E1) * 3/2

Si el valor de P2 obtenido supera el m谩ximo de la unidad para la hora 2, P2 toma el valor de este m谩ximo. An谩logamente, si P2 es interior al m铆nimo de la unidad en la hora 2, se da a P2 el valor de dicho m铆nimo.

En otro caso, si E2 es mayor que EM2, se tomar谩 como P2 el valor m谩ximo entre E2 y PM2, y si E2 es menor que EN2, P2 tomar谩 el m铆nimo entre E2 y PN2.

-A continuaci贸n se realiza la casaci贸n para la hora siguiente (h) de la misma forma, sin tener en cuenta de momento restricciones de gradiente. Con los valores de energ铆a obtenidos (Eh), se pasa a verificar si cada unidad cumple las restricciones de gradiente desde la hora anterior. Para ello, se eval煤an los l铆mites superior (EMh) e inferior (ENh) de energ铆a dentro de los cuales cada unidad puede cumplir sus l铆mites. Estos valores se calculan de la siguiente forma:

* Si la unidad no ha declarado gradientes, EMh toma el valor de la potencia m谩xima para la unidad en la hora h, y ENh toma el valor de la potencia m铆nima.

* Si la unidad ha declarado gradientes, se calculan los valores de potencias maxima (PMh) y m铆nima (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 m铆nimo t茅cnico 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 m谩xima para la unidad en la hora h, se toma dicho m谩ximo como nuevo valor de PMh.

An谩logamente, 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 m铆nimo t茅cnico al final de la hora h con el gradiente de bajada (es decir, si P h-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 = P h-1 - g * 60. Si PNh es inferior al valor de potencia m铆nima 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 P h-1 y PM h1 y ENh como el valor medio de P h-1, y PNh.

Con los valores de EMh y ENh se pasa a verificar el cumplimiento de las restricciones de gradiente en esa hora de forma an谩loga a la explicada para la primera hora. En caso necesario (si se ha impuesto alguna nueva limitaci贸n a alguna unidad), se realiza una nueva casaci贸n y se repiten las verificaciones.

Una vez obtenida una casaci贸n para la hora h, que no obligue a imponer nuevas limitaciones a ofertas, se obtienen los nuevos valores de energ铆a 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 P h-1 es superior o igual a Eh-1 y Eh es superior a Ph-1 (esto es, se sigue una tendencia ascendente desde la hora anterior), se obtiene Ph = P h-1 + 2 * (Eh - P h-1).

* Si Ph-1 es inferior o igual a Eh-1 y Eh es inferior a P h-1 (esto es, se sigue una tendencia descendente desde la hora anterior), se obtiene Ph = P h-1 - 2 * (P h-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 restricci贸n de gradiente por la imposibilidad de alcanzar el valor de energ铆a Eh desde Ph-1, si Eh es mayor que EMh, se tomar谩 como Ph el valor m谩ximo entre Eh y PMh, y si Eh es menor que ENh, Ph tomar谩 el m铆nimo entre Eh y PNh.

-Este proceso contin煤a hasta la 煤ltima hora del horizonte de la sesi贸n.

b) Comprobaci贸n de las condiciones de gradiente en sentido contrario al horario. (inverso)

A continuaci贸n, se realiza la comprobaci贸n de gradientes de hora en hora, a partir de la 煤ltima hora del horizonte hasta la primera, de forma an谩loga:

-Los valores de energ铆a (En) obtenidos para la 煤ltima hora del horizonte (n) se dan definitivamente por v谩lidos.

-Para todas las unidades que hayan declarado gradientes, se calculan los valores de potencia m谩xima y m铆nima al inicio de la hora n, de la siguiente forma:

* Si En es inferior al m铆nimo t茅cnico, se elige como gradiente ascendente (g(a)) 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 m谩xima y m铆nima al inicio de la hora n (PMn-1 y PNn) y al final de la hora n (PMn y PNn) suponiendo pendientes lineales m谩ximas que haga cumplir el valor de energ铆a E, obtenido, esto es:

PNn-1 = En - ga * 30 PN n-1 = En + ga * 30

PN n-1 = En + gd * 30 PN n-1 = En - gd * 30

* Si PNn-1 resulta inferior al m铆nimo o PMn supera el m谩ximo valor de potencia de la unidad de producci贸n en la hora n, se reduce la pendiente al m谩ximo que permita que ambos valores sean factibles. An谩logamente, se comprueban y recalculan, si fuese necesario, los valores de PMn-1 y PNn. Los valores m谩ximo y m铆nimo al inicio de la hora n (PMn-1 y, PNn-1) se almacenan para uso posterior.

-Seguidamente, se realiza la casaci贸n para la pen煤ltima hora (n-1), obteni茅ndose para cada unidad un valor E n-1 de energ铆a final asignada en esa hora.

-A continuaci贸n, se calculan los valores de energ铆a m谩xima (EM n-1) y m铆nima (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 m谩xima para la unidad en la hora n-1, y ENn-1 toma el valor de la potencia m铆nima.

* Si la unidad ha declarado gradientes, se calculan los valores de potencias m谩xima (PMn-2) y m铆nima (PN n-2) al inicio de la hora n-1, de la siguiente forma:

Para calcular PM n-2, se selecciona el valor del gradiente descendente (gd) a utilizar. Si el valor de potencia m谩xima al final de la hora n-1 (PM n-1) es estrictamente inferior al m铆nimo t茅cnico 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 PM n-2 = PMn-1 + gd * 60. Si PMn-2 supera a la potencia m谩xima para la unidad en la hora n-1, se toma dicho m谩ximo con muevo valor de PMn-2.

An谩logamente, 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 m铆nimo t茅cnico al inicio de la hora n-1 con el gradiente de arranque (es decir, -si PN n-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 m铆nima 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 E n-1, como el valor medio de PNn-1 y PN n-2. Si EM n-1 supera al valor obtenido en el proceso de ida, se toma el antiguo valor de EM n-1 y si EN n-1, es inferior al valor obtenido en el proceso de ida, se toma el antiguo valor de EN n-1.

Se comprueba para cada unidad si E n-1 est谩 entre los valores obtenidos para EM n-1 y EN n-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 m谩s limitaciones.

Con los valores En y E n-1 obtenidos para cada unidad de producci贸n que haya declarado gradientes, se calcula un valor 煤nico de potencia al inicio de la hora n-1 (Pn-2)

En caso de que la restricci贸n de gradientes se haya cumplido (es decir, E n-1, se encuentra entre EM n-1 y EN n-1) se tratar谩 de asignar un r茅gimen ascendente o descendente continuo durante las dos horas. La f贸rmula para Pn-2 ser谩:

Pn-2 = En + (E n-1 - En) * 3/2

Si el valor de Pn-2 obtenido supera el m谩ximo de la unidad para la hora n-1, P n-2 toma el valor de este m谩ximo. An谩logamente, si P n-2 es inferior al m铆nimo de la unidad en la hora n-1, se da a P n-2 el valor de dicho m铆nimo.

* En otro caso, si En-1, es mayor que EMn-1, se tomar谩 como Pn-2 el valor m谩ximo entre En-1 y PMn-1, y si E n-1 es menor que E n-1 y PN n-2 tomar谩 el m铆nimo entre E n-1 y PN n-1.

A continuaci贸n se realiza la comprobaci贸n y, en caso necesario, nueva casaci贸n de las horas anteriores. Para cada una de ellas (h), se eval煤an los l铆mites superior (EMh) e inferior (ENh) de energ铆a dentro de los cuales cada unidad puede cumplir sus l铆mites 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 m谩xima para la unidad en la hora h, y ENh toma el valor de la potencia m铆nima.

* Si la unidad ha declarado gradientes, se calculan los valores de potencias m谩xima (PM n-1) y m铆nima (PN n-1) al inicio de la hora h, de la siguiente forma:

Para calcular PMh-1, se selecciona el valor de gradiente descendente (gd) a utilizar. Si el valor de potencia al final de la hora n-1 (Ph) es estrictamente inferior al m铆nimo t茅cnico 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 PM h-1 = Ph + g * 60. Si PMh-1 supera a la potencia m谩xima para la unidad en la hora h, se toma dicho m谩ximo con nuevo valor de PM h-1.

An谩logamente, 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 m铆nimo t茅cnico 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 interior al valor de potencia m铆nima para esa unidad en la hora h, se toma dicho valor como nuevo valor de PNh.

Una vez obtenidos PMh-1 y PNh-1 y, 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 torna 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 an谩loga a la explicada para en el proceso de ida. En caso necesario (si se ha impuesto alguna nueva limitaci贸n a alguna unidad), se realiza una nueva casaci贸n y se repiten las verificaciones.

-Una vez obtenida una casaci贸n para la hora h, que no obligue a imponer nuevas limitaciones a ofertas, se obtienen los nuevos valores de energ铆a 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 Eh es 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 Eh es 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 restricci贸n de gradiente por la Eh desde Ph, si Eh es mayor que la imposibilidad de alcanzar el valor de energ铆a EMh, se tomar谩 como Ph-1 el valor m谩ximo entre Eh y PMh, y si Eh, es menor que ENh-1 Ph-1 tomar谩 el m铆nimo entre Eh y PNh.

Este proceso contin煤a hasta la primera hora del horizonte de la sesi贸n.

16.3.3.2. Condici贸n de aceptaci贸n completa del primer tramo.

Para cada oferta que haya incorporado esta condici贸n, se comprobar谩 que el resultado de la casaci贸n, incluye la asignaci贸n de toda la energ铆a del primer tramo de oferta.

Dentro del proceso de b煤squeda de la primera soluci贸n v谩lida, las ofertas que no cumplan esta condici贸n se ordenar谩n de mayor a menor seg煤n el porcentaje de energ铆a total aceptada para todo el horizonte de programaci贸n sobre la energ铆a total correspondiente al primer tramo de la oferta creciente. En caso de igualdad de dicho porcentaje, tendr谩n prioridad las ofertas que tengan una mayor cantidad de energ铆a asignada. En caso de igualdad de este 煤ltimo valor, tendr谩n prioridad las ofertas que se hayan recibido antes en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

Siguiendo el orden anteriormente citado y comenzando por la oferta de menor porcentaje, se proceder谩 a retirar las ofertas que no cumplen la condici贸n hasta que todas las ofertas de la soluci贸n la verifiquen.

16.3.3.3. Condici贸n de m铆nimo n煤mero de horas consecutivas con toda la energ铆a del primer tramo casada.

Para cada oferta que haya incorporado esta condici贸n, se comprobar谩 que el resultado de la casaci贸n en el momento de realizar la comprobaci贸n, incluye series consecutivas de horas con toda la energ铆a aceptada al primer tramo de esa oferta, con longitud mayor o igual al valor m铆nimo de horas consecutivas especificado.

Dentro del proceso de b煤squeda de la primera soluci贸n v谩lida, las ofertas que no cumplan esta condici贸n se ordenar谩n de menor a mayor seg煤n el n煤mero de horas consecutivas especificadas en la oferta. En caso de igualdad del n煤mero de horas, tendr谩n prioridad las ofertas que tengan una mayor cantidad de energ铆a asignada. En caso de igualdad de este valor, tendr谩n prioridad las ofertas que se hayan recibido antes en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

Siguiendo el orden anteriormente citado y comenzando por la oferta de mayor n煤mero de horas, se proceder谩 a retirar las ofertas que no cumplen la condici贸n hasta que todas las ofertas de la soluci贸n la verifiquen.

16.3.3.4. Condici贸n de energ铆a m谩xima admisible por oferta.

16.3.3.4.1. Criterios generales.

Para cada oferta que haya incorporado esta condici贸n, el algoritmo se asegurar谩 que la energ铆a total asignada a la unidad de producci贸n o adquisici贸n en la oferta en cuesti贸n no excede en ning煤n caso el l铆mite de energ铆a m谩xima introducido por el agente.

El algoritmo ir谩 asignando energ铆a a la unidad de producci贸n o adquisici贸n conforme a su oferta, per铆odo a per铆odo, empezando por el primero del horizonte de casaci贸n. En el momento en que la energ铆a asignada en cualquier per铆odo, sumada a la de los anteriores, exceda de la cantidad m谩xima indicada, la energ铆a asignada en el per铆odo en cuesti贸n quedar谩 limitada a la cantidad que cumpla que el valor total de energ铆a asignada a la oferta en los per铆odos analizados hasta el momento, sea igual a la m谩xima admisible.

16.3.3.4.2. Procedimiento.

Al comienzo del m茅todo de casaci贸n, a cada oferta se le dar谩 un valor nulo de energ铆a total asignada (Etot = 0).

Durante el proceso de casaci贸n de horas en sentido directo, antes de realizar la casaci贸n de la hora h, se verificar谩 si el total de energ铆a ofertada para esa hora (EOh) sumado a Etot supera la energ铆a m谩xima especificada para la oferta (EM). Eso es, si Etot + EOh > EM, se limitar谩 la oferta de la unidad en la hora h hasta un m谩ximo de EM - Etot. A continuaci贸n se realiza la casaci贸n en la hora h, obteni茅ndose un valor Eh de energ铆a aceptada a la unidad en dicha hora, Se actualiza el valor de Etot sum谩ndole el nuevo valor Eh.

Durante el proceso de casaci贸n de horas en sentido inverso, antes de realizar la casaci贸n de la hora h, se verificar谩 si el total de energ铆a ofertada para esa hora (EOh) sumado, al total asignado en el resto de horas (Etot - Eh) supera la energ铆a m谩xima especificada para la oferta (EM). Eso es, si Etot + EOh - Eh > EM, se limitar谩 la oferta de la unidad en la hora h hasta un m谩ximo de EM - Etot + Eh. A continuaci贸n se realiza la casaci贸n en la hora h, obteni茅ndo un nuevo valor Eh de energ铆a aceptada a la unidad en dicha hora. Se actualiza el valor de Etot rest谩ndole el valor Eh anterior y sum谩ndole el nuevo valor Eh.

16.3.3.5. Tratamiento conjunto de las condiciones de ingresos m铆nimos y pagos m谩ximos.

Para cada oferta se comprobar谩 que el resultado de la casaci贸n, en el momento de realizar la comprobaci贸n de las condiciones de ingresos m铆nimos o pagos m谩ximos no incluye ofertas de venta que incumplan la condici贸n de ingresos m铆nimos u ofertas de adquisici贸n que incumplan la condici贸n de pagos m谩ximos.

Se considera que una oferta de venta no cumple su condici贸n de ingresos m铆nimos, si el valor de la expresi贸n TFI + TVI * Etot, que representa los ingresos m铆nimos solicitados por la oferta (donde TFI y TVI son, respectivamente, los t茅rminos fijos y variables de su condici贸n de ingresos m铆nimos y Etot es la suma de las energ铆as aceptadas a la oferta de venta a lo largo del horizonte de programaci贸n) supera a la suma de t茅rminos Eh * Ph para todas las horas del horizonte de programaci贸n (siendo Eh la energ铆a 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 energ铆a asignada a lo largo del citado horizonte de programaci贸n.

Se considera que una oferta de compra no cumple su condici贸n de pagos m谩ximos, si el valor de la expresi贸n TFP + TVP * Etot que representa los pagos m谩ximos solicitados por la oferta (donde TFP y TVP son, respectivamente, los t茅rminos fijos y variables de su condici贸n de pagos m谩ximos y Etot es la suma de las energ铆as aceptadas a la oferta a lo largo del horizonte de programaci贸n) es menor que la suma de t茅rminos Eh * Ph para todas las horas del horizonte de programaci贸n (siendo Eh la energ铆a 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 adquisici贸n de energ铆a asignada a lo largo del horizonte de programaci贸n.

Las ofertas de venta que no cumplen la condici贸n de ingresos m铆nimos se retirar谩n de aquellas incluidas en la soluci贸n.

Las ofertas de compra que no cumplen la condici贸n de pagos m谩ximos, retirar谩n de aquellas incluidas en la soluci贸n.

16.3.3.6. Condici贸n de aceptaci贸n completa en cada hora del tramo primero.

Antes de comenzar el tratamiento de la condici贸n de tramo primero completo por hora, el sistema dispone de una soluci贸n en la que pueden existir tramos de oferta aceptados parcialmente, ya sea por reglas de reparto, por limitaci贸n por gradiente, por energ铆a m谩xima o por el procedimiento de tratamiento de autocasaciones.

El procedimiento de comprobaci贸n de la condici贸n de tramo primero completo por hora consistir谩 en verificar si existe alguna oferta aceptada parcialmente, que est茅 marcada como tramo primero y en la que se haya especificado la (sic).

En caso de que exista alg煤n tramo de oferta en estas condiciones, el algoritmo proceder谩 a anular dichos tramos y a repetir todos los pasos de casaci贸n simple, reparto, verificaci贸n de gradientes y energ铆a m谩xima y tratamiento de autocasaciones.

El proceso continuar谩 hasta que no exista ning煤n tramo primero de oferta parcialmente aceptado, cuya oferta global haya especificado la condici贸n de aceptaci贸n del tramo primero completo por hora.

16.3.3. Mejora sucesiva de la mera soluci贸n v谩lida.

Una vez encontrada una primera soluci贸n v谩lida en la que las ofertas econ贸micas incluidas en la misma respetan todas las condiciones que hubieren incorporado, se inicia un proceso de b煤squeda de la soluci贸n final, defini茅ndose como tal, aquella para la cual todas las ofertas incluidas en la casaci贸n cumplen sus condiciones complejas a los precios resultantes de la casaci贸n y no existe ninguna oferta, entre las excluidas de la casaci贸n, que cumpla sus condiciones complejas con los citados precios. Este proceso se denomina 芦expansi贸n禄.

Dicho proceso de b煤squeda, tiene como objetivo que la suma de los m谩rgenes de las ofertas de compra y venta que no han sido aceptadas y para las que dicho margen sea positivo, sea m铆nima o nula de acuerdo con la formulaci贸n que se desarrolla m谩s adelante. El margen de una oferta de venta es la diferencia entre los ingresos que obtendr铆a correspondientes al precio marginal y los ingresos declarados/pedidos en su oferta, ya sea por medio de los precios introducidos (oferta sin condici贸n de ingresos m铆nimos) o por la condici贸n de ingresos m铆nimos (en el caso contrario). El margen de una oferta de adquisici贸n es la diferencia entre la m谩xima cantidad a satisfacer declarada en su oferta, -ya sea por medio de los precios introducidos (oferta sin condici贸n de pagos m谩ximos) o por la condici贸n de pagos m谩ximos (en caso contrario)- y los pagos correspondientes al precio marginal.

para ofertas de venta y

para ofertas de compra, donde:

E (of,t,h): Energ铆a del tramo t de la oferta of que hubiere resultado casado en la hora h al precio resultante de la casaci贸n PM (h).

IMIN (of): Una de dos alternativas:

-Ingreso m铆nimo solicitado en la oferta, conforme a las energ铆as que hubiesen resultado casadas al precio resultante de la casaci贸n PM (h), para ofertas que hayan declarado la condici贸n de ingresos m铆nimos.

-Ingreso que habr铆a recibido la oferta, conforme a las energ铆as que hubiesen resultado casadas al precio resultante de la casaci贸n PM (h), a los precios incluidos en la oferta, en caso contrario.

PMAX(of): Pago m谩ximo declarado en la oferta, conforme a las energ铆as que hubiesen resultado casadas al precio resultante de la casaci贸n PM (h), para ofertas que hayan declarado la condici贸n de pagos m谩ximos.

-Pago que habr铆a realizado la oferta, conforme a las energ铆as que hubiesen resultado casadas al precio resultante de la casaci贸n 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 calcular谩 la variable TMI:

Cada vez que el operador del mercado haya casado una combinaci贸n de ofertas y 茅sta resulte v谩lida, comprobar谩 si el TMI de dicha combinaci贸n es inferior, superior o igual al TMI que existe para la mejor combinaci贸n de ofertas econ贸micas de venta de energ铆a el茅ctrica conocida.

* Si el TMI es superior, el operador del mercado registrar谩 la combinaci贸n de ofertas como probada y v谩lida.

* Si el TMI es inferior, el operador del mercado seleccionar谩 la nueva combinaci贸n de ofertas como la mejor identificada hasta ese momento.

* Si el TMI es igual, el operador del mercado elegir谩 la combinaci贸n que tenga un menor precio medio ponderado de la energ铆a. Si la igualdad persiste se elegir谩 la combinaci贸n que aporte un margen medio m谩s elevado a las unidades de producci贸n.

El proceso de b煤squeda de la soluci贸n final estar谩 limitado en tiempo, treinta (30) minutos y en n煤mero de iteraciones, tres mil (3.000), que el operador del mercado archivar谩 en sus sistemas inform谩ticos.

En caso de no encontrarse en el proceso ninguna soluci贸n que cumpla la condici贸n de ser la soluci贸n final buscada, el programa dar谩 como soluci贸n la que obtenga un valor de TM inferior. En este 煤ltimo supuesto el operador del mercado archivar谩 en su sistema inform谩tico el n煤mero de iteraciones efectuado.

16.4. Proceso de casaci贸n cuando se exceda la capacidad neta de referencia de intercambio en las interconexiones internacionales.

16.4.1. Supuesto de aplicaci贸n.

El operador del mercado llevar谩 a cabo el c谩lculo de la primera soluci贸n final, que considerar谩 provisional, cuando concurran las siguientes condiciones:

-Que el operador de sistema haya publicado una capacidad m谩xima o de referencia, por per铆odo, a tomar en consideraci贸n en los intercambios que puedan producirse en las interconexiones internacionales en cada sentido de flujo, a los efectos de estas reglas.

-Que el flujo de energ铆a resultante de las ofertas incluidas en la primera soluci贸n final provisional y la casada en mercados previos, supere para alguna de las interconexiones internacionales, en alguno de los per铆odos de programaci贸n, la capacidad m谩xima o de referencia establecida por el operador de sistema en alguno de los sentidos.

-Que la proporci贸n de energ铆a que corresponda del citado flujo excedente al saldo de las ofertas incluidas en la primera soluci贸n final provisional, sea superior al diez (10) por ciento de la capacidad m谩xima o de referencia.

16.4.2. Predeterminaci贸n de los datos a considerar.

1. El operador del mercado obtendr谩 una primera soluci贸n en el proceso de casaci贸n, denominada primera soluci贸n final provisional, considerando una capacidad de intercambio ilimitada en las interconexiones.

2. El operador del mercado determinar谩 la capacidad m谩xima disponible de utilizaci贸n (OMMAX), para cada per铆odo de programaci贸n y sentido, para las ofertas casadas en el mercado intradiario, como la capacidad m谩xima de interconexi贸n publicada por el operador del sistema menos la suma de programas comprometidos en procesos previos que afecten a la interconexi贸n internacional.

16.4.3. Procedimiento de determinaci贸n de la soluci贸n final.

El operador del mercado realizar谩 el c谩lculo de una nueva soluci贸n final, que considerar谩 definitiva, de tal manera que se cumplan las condiciones establecidas para la b煤squeda de la soluci贸n final descrita en los apartados previos de esta Regla, y sin que se supere en ninguno de los per铆odos de programaci贸n el valor de OMMAX descrito, previamente, o que, de superarse, no empeore la situaci贸n existente previa a la ejecuci贸n de la casaci贸n. Para cumplir el objetivo de no superar la capacidad m谩xima, ser谩n retiradas del proceso de casaci贸n las ofertas de venta o adquisici贸n que incrementen el exceso de flujo en el sentido en el que se supera dicho l铆mite, en orden decreciente de precio en el caso de las ventas, y creciente en el de adquisiciones.

Regla 17陋 Resultado de la casaci贸n del mercado intradiario.

17.1. El operador del mercado comunicar谩 al operador del sistema el resultado de la casaci贸n del mercado intradiario, as铆 como el orden de precedencia econ贸mica de las unidades de venta y adquisici贸n casadas, total o parcialmente, y no casadas, a efectos de la ejecuci贸n de los an谩lisis de seguridad de red que sean pertinentes.

El operador del mercado establecer谩, para cada per铆odo horario de programaci贸n del horizonte de programaci贸n de la sesi贸n del mercado intradiario, el orden de precedencia econ贸mica de las ofertas de venta partiendo de la m谩s barata, hasta llegar a la m谩s cara necesaria para cubrir la demanda de energ铆a el茅ctrica en dicho per铆odo horario de programaci贸n.

El operador del mercado establecer谩, para cada per铆odo horario de programaci贸n del horizonte de programaci贸n de la sesi贸n del mercado intradiario, el orden de precedencia econ贸mica de las ofertas a帽adiendo por orden ascendente en precio, las cantidades de energ铆a el茅ctrica ofertadas con independencia de la unidad de producci贸n a la que dichas cantidades correspondan.

Si de los citados an谩lisis de seguridad de la red resulta necesario aplicar el procedimiento a que se refiere la Regla 18陋, el operador del mercado incorporar谩 a la casaci贸n el resultado del citado procedimiento de resoluci贸n de restricciones t茅cnicas y comunicar谩 a los agentes del mercado y al operador del sistema la casaci贸n definitiva del mercado intradiario y el programa horario final correspondiente.

El precio en cada per铆odo horario de programaci贸n ser谩 igual al precio del 煤ltimo tramo de la oferta de cuya aceptaci贸n haya sido necesaria para atender la demanda que haya resultado casada. Transcurrido un mes de la aceptaci贸n de estas Reglas, este criterio podr谩 ser revisado.

17.2. Comunicaci贸n de las producciones previstas para cada unidad de producci贸n.

Los agentes del mercado enviar谩n al operador del mercado las producciones previstas para cada una de las unidades de producci贸n y de adquisici贸n de bombeo que resulten casadas en el programa resultado de la casaci贸n del mercado intradiario, de acuerdo con el art铆culo 11 del Real Decreto 2019/1997.

Los agentes dispondr谩n de quince (15) minutos a partir de la publicaci贸n del resultado de la casaci贸n para enviar los ficheros de desagregaci贸n de la energ铆a acumulada en la sesi贸n a cada una de las unidades de producci贸n. Las producciones previstas que no se reciban en plazo se realizar谩n con los factores por defecto. El tratamiento de los ficheros ser谩 el mismo que el realizado en el proceso del mercado diario.

17.3. Comunicaci贸n de los insumos por nudo de conexi贸n de las unidades de adquisici贸n.

Los agentes del mercado enviar谩n al operador del mercado los insumos que hayan de efectuarse en cada uno de los nudos de conexi贸n a la red para atender las demandas aceptadas en el programa resultado de la casaci贸n del mercado intradiario, de acuerdo con el art铆culo 11 del Real Decreto 2019/1997.

Las unidades de adquisici贸n, salvo las de consumo de bombeo, desagregar谩n la energ铆a asignada por nudo el茅ctrico, seg煤n el modelo de red que gestiona el operador de sistema.

Los agentes dispondr谩n de quince (15) minutos a partir de la publicaci贸n del resultado de la casaci贸n para enviar los insumos de la energ铆a acumulada en la sesi贸n de cada una de las unidades de adquisici贸n. Los insumos que no se reciban en plazo se realizar谩n con los factores por defecto. El tratamiento de los ficheros ser谩 el mismo que el realizado en el proceso del mercado diario.

Regla 18陋 Restricciones tecnicas en el mercado intradiario.

18.1. El operador del sistema, en caso de identificar alguna restricci贸n que impida que el programa horario final que resultar铆a de la aplicaci贸n de la casaci贸n del mercado intradiario se realizase manteniendo los criterios de calidad, seguridad y fiabilidad que fuesen de aplicaci贸n, resolver谩 dicha restricci贸n seleccionando, la retirada del conjunto de ofertas que resuelva las restricciones, sobre la base de la precedencia econ贸mica del mercado intradiario que le comunique el operador del mercado. Con la informaci贸n recibida del operador del sistema, el operador del mercado proceder谩 a restaurar el equilibrio generaci贸n-demanda siguiendo el orden de precedencia econ贸mica, sin considerar ninguna condici贸n compleja de las ofertas, y publicar谩 el programa horario final.

18.2. El orden de precedencia econ贸mica de las ofertas casadas, o casadas parcialmente lo formar谩 el operador del mercado tomando como base los tramos de energ铆a y sus precios, sin considerar ninguna condici贸n compleja de las ofertas.

Regla 19陋 Programa horario final.

19.1. A los efectos de estas Reglas de Funcionamiento del Mercado se entiende por programa horario final, la programaci贸n establecida por el operador del mercado a partir de la casaci贸n de las ofertas de venta y adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica formalizadas para cada per铆odo de programaci贸n como consecuencia del programa diario viable y de la casaci贸n de los sucesivos mercados intradiarios.

19.2. El programa horario final incorporar谩, para cada per铆odo horario de programaci贸n, los siguientes elementos:

1. El precio marginal de la energ铆a el茅ctrica casada en cada una de las sesiones de los mercados diario e intradiario en las que el per铆odo horario de programaci贸n estaba incluido en el horizonte de programaci贸n.

2. La energ铆a el茅ctrica que corresponde por tramos a cada unidad de producci贸n cuyas ofertas econ贸micas de venta y adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica hayan resultado incorporadas como resultado de las casaciones, una vez modificadas, en su caso, para evitar que existan restricciones t茅cnicas.

3. La energ铆a asociada a los contratos bilaterales f铆sicos.

4. La cantidad de energ铆a el茅ctrica demandada en cada per铆odo horario de programaci贸n, resultado de las ofertas econ贸micas de venta y adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica.

El operador del mercado comunicar谩 a los agentes del mercado y al operador del sistema el contenido del programa horario final.

Regla 20陋 Situaciones excepcionales.

20.1. Son situaciones excepcionales aquellas que determinen una imposibilidad de llevar a cabo el proceso de presentaci贸n y aceptaci贸n de ofertas o el proceso de casaci贸n.

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

a) Imposibilidad de realizar el proceso de mejora sucesiva de la primera soluci贸n v谩lida.

En caso de no ser posible la ejecuci贸n del proceso de mejora sucesiva de la primera soluci贸n v谩lida, se tomar谩 la primera soluci贸n v谩lida como resultado del proceso de casaci贸n.

b) Fuerza mayor.

b.1. Si 茅sta fuera previsible, pero inevitable, el operador del mercado suspender谩 la correspondiente sesi贸n del mercado intradiario. A partir de ese momento y hasta la convocatoria de la siguiente sesi贸n del mercado intradiario, el operador del sistema resolver谩 la situaci贸n aplicando los procedimientos de operaci贸n del sistema, a los per铆odos horarios de la sesi贸n del intradiario que ha sido suspendida, hasta el inicio del horizonte correspondiente a la siguiente sesi贸n del mercado intradiario.

b.2. Si una vez abierta la sesi贸n del mercado intradiario se presentan aver铆as graves en los equipos inform谩ticos o de comunicaciones del operador del mercado que impidan el correcto funcionamiento de los mismos, el operador del mercado podr谩 suspender la sesi贸n, comunicando al operador del sistema la informaci贸n disponible para que 茅ste resuelva de acuerdo con los procedimientos de operaci贸n del sistema aplicables.

c) Imposibilidad de determinaci贸n de la casaci贸n como consecuencia de las condiciones t茅cnicas y econ贸micas de las ofertas complejas.

Cuando no exista la posibilidad de encontrar una soluci贸n, como consecuencia de las condiciones t茅cnicas y econ贸micas de las ofertas complejas, el operador del mercado proceder谩 a finalizar la sesi贸n sin asignar ninguna cantidad de energ铆a a ninguna de las ofertas de venta o adquisici贸n presentadas.

20.3. Indisponibilidad del programa diario viable.

Si el operador del sistema no hubiese publicado el programa diario viable definitivo, el operador del mercado podr谩 tomar la decisi贸n de suspender la sesi贸n del mercado intradiario, modificar el horizonte de programaci贸n de la sesi贸n, o bien realizar la casaci贸n del horizonte de programaci贸n completo correspondiente a dicha sesi贸n, pero considerando inv谩lido a todos los efectos el resultado para, alguna o algunas, de las horas del horizonte por causa de fuerza mayor.

CAPITULO IV

Liquidaciones

Regla 21陋 Procedimiento de liquidaci贸n.

21.1. Caracter铆sticas generales de la liquidaci贸n.

21.1.1. Elementos de la determinaci贸n del precio final.

Son operaciones para la determinaci贸n del precio final de la energ铆a el茅ctrica las siguientes:

a) El establecimiento de los programas de energ铆a el茅ctrica asignada a los vendedores y a los compradores que se relacionan a continuaci贸n:

-Resultado de la casaci贸n del mercado diario (PBC).

-Programa diario base de funcionamiento (PBF).

-Programa diario viable provisional resultante de la aplicaci贸n del procedimiento de resoluci贸n de restricciones t茅cnicas (PVP).

-Programa diario viable definitivo resultante de la aplicaci贸n del procedimiento de asignaci贸n de servicios complementarios (PVD).

-Resultado de la casaci贸n del mercado intradiario.

-Programa horario final, que es el resultado de la agregaci贸n de todas las transacciones firmes formalizadas para cada per铆odo de programaci贸n como consecuencia del programa diario viable y de la casaci贸n del mercado intradiario que incluye la resoluci贸n de restricciones t茅cnicas.

-Programas que resulten de la aplicaci贸n de mecanismos de gesti贸n de desv铆os y de la prestaci贸n de servicios complementarios.

b) La determinaci贸n de los precios o valoraciones econ贸micas correspondientes a la energ铆a el茅ctrica asignada a los vendedores y a los compradores en los mercados diario e intradiario o como consecuencia de la aplicaci贸n de mecanismos de gesti贸n de desv铆os y, en su caso, como resultado de la aplicaci贸n de los procedimientos de resoluci贸n de restricciones y del mercado de servicios complementarios y, en fin, el precio final de la energ铆a, de acuerdo con el art铆culo 23 del Real Decreto 2019/1997.

c) La medici贸n de la energ铆a el茅ctrica en cada punto frontera en los t茅rminos del Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, de Puntos de Medida.

d) La medici贸n de la respuesta de cada uno de los agentes a los requerimientos del operador del sistema coma resultado del servicio complementario de regulaci贸n secundaria obtenida, en el sistema en tiempo real.

e) La informaci贸n de la indisponibilidad real de las unidades de producci贸n a efectos de la retribuci贸n por garant铆a de potencia.

f) El c谩lculo por el operador del sistema de los coeficientes de p茅rdidas marginales por nodo.

21.1.2. Determinaci贸n de la retribuci贸n correspondiente a los vendedores como resultado de la liquidaci贸n.

Los vendedores que operen en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica percibir谩n por aquella energ铆a no incluida en un contrato bilateral f铆sico por cada unidad de producci贸n y para cada per铆odo horario de programaci贸n una retribuci贸n o precio final que incorporar谩, en su caso, los siguientes elementos:

a) El precio marginal en el mercado diario de cada per铆odo horario de programaci贸n.

b) La retribuci贸n por los servicios complementarios necesarios en el per铆odo horario de programaci贸n de que se trate.

c) El precio marginal del mercado intradiario de cada per铆odo horario de programaci贸n.

d) El coste de las alteraciones del r茅gimen normal de funcionamiento del sistema de ofertas.

e) La retribuci贸n de la garant铆a de potencia prestada efectivamente al sistema en el per铆odo horario de programaci贸n de que se trate.

El operador del mercado realizar谩 la liquidaci贸n del precio final de la energ铆a el茅ctrica para cada vendedor que participe en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica por cada unidad de producci贸n que haya resultado casada y despachada en cada per铆odo horario de programaci贸n.

De igual modo, el operador del mercado realizar谩 una liquidaci贸n diaria para cada vendedor por medio de la agregaci贸n de las liquidaciones correspondientes a un mismo horizonte diario de programaci贸n.

Para realizar las antedichas liquidaciones, el operador del mercado practicar谩 las correspondientes anotaciones en cuenta en el registro que llevar谩 a tales efectos por cada unidad de producci贸n y, en su caso, zona de regulaci贸n secundaria.

Mientras no se haya realizado la correspondiente medici贸n en los t茅rminos establecidos en el Real Decreto de Puntos de Medida, la liquidaci贸n tendr谩 car谩cter provisional, salvo que el agente haya solicitado la liquidaci贸n definitiva en las condiciones establecidas en la Regla 21.14.

21.1.3. Precios y costes a considerar en la determinaci贸n del precio de la adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica.

Los compradores que operen en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica satisfar谩n, por la energ铆a el茅ctrica efectivamente consumida que no sea objeto de un contrato bilateral f铆sico, un precio final que podr谩 incorporar los siguientes elementos:

a) El precio obtenido de la casaci贸n de las ofertas de compra y venta en el mercado diario, el precio de las desviaciones derivadas de las restricciones t茅cnicas incluidas en el programa diario viable y el precio obtenido de la casaci贸n en el mercado intradiario.

b) El precio obtenido de la casaci贸n de las ofertas en el mercado de servicios complementarios.

c) Las correcciones a que haya lugar como consecuencia de las desviaciones o alteraciones de la programaci贸n horaria final.

d) A efectos de los costes derivados de las p茅rdidas en la red se estar谩 a lo dispuesto en el Real Decreto 2016/1997, de 26 de diciembre, por el que se establece la tarifa el茅ctrica para 1998.

e) El coste de la garant铆a de potencia.

El operador del mercado llevar谩 un registro en el que anotar谩 todas las adquisiciones de energ铆a el茅ctrica que realice cada uno de los compradores que operen en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica en cada per铆odo de liquidaci贸n y la cantidad que les corresponda pagar por las mismas.

El operador del mercado calcular谩 el precio final de la energ铆a el茅ctrica que, de acuerdo con el art铆culo 23 del Real Decreto 2019/1997, que corresponde satisfacer a cada comprador por medio de la agregaci贸n de los precios correspondientes a las adquisiciones de energ铆a el茅ctrica realizadas. El resultado de la citada agregaci贸n ser谩 objeto de la liquidaci贸n final para cada comprador. Esta liquidaci贸n tendr谩 car谩cter provisional mientras no se haya realizado la correspondiente medici贸n en los t茅rminos del Real Decreto 2018/1997 de Puntos de Medida, salvo si el agente solicita la liquidaci贸n definitiva con las condiciones establecidas en la Regla 21.14.

El criterio de signos adoptado en las f贸rmulas de la presente regla es el siguiente:

Las ventas de energ铆a tienen signo positivo.

Las compras tienen signo negativo.

Los derechos de cobro tienen signo positivo.

Las obligaciones de pago tienen signo negativo.

21.2. Mercado diario.

De acuerdo con las normas generales de confidencialidad establecidas en estas reglas, el operador del mercado pondr谩 a disposici贸n de los agentes del mercado la informaci贸n sobre los derechos de cobro y las obligaciones de pago, derivadas del mercado diario, para el horizonte diario de programaci贸n, correspondiente a cada sesi贸n de contrataci贸n.

21.2.1. Derechos de cobro.

El vendedor cuyas ofertas econ贸micas de venta hayan resultado casadas en la sesi贸n de contrataci贸n del mercado diario, tendr谩 un derecho de cobro que se calcular谩 como el producto de la energ铆a el茅ctrica cuya producci贸n se asigne en cada per铆odo horario de programaci贸n a la unidad de producci贸n de la que sea titular, por el precio marginal fijado para el mismo.

El derecho de cobro del vendedor ser谩:

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

Siendo:

DCPBC (up,h): Derecho de cobro del vendedor por la energ铆a correspondiente a la unidad de producci贸n up en la hora h.

EPBC (up,h): Energ铆a asignada a la unidad de producci贸n up en la hora h en el mercado diario (PBC).

PMH (h): Precio marginal horario correspondiente a la hora h en el mercado diario (PBC).

21.2.2. Obligaciones de pago.

El comprador cuyas ofertas econ贸micas de compra hayan resultado casadas en la sesi贸n de contrataci贸n del mercado diario tendr谩 una obligaci贸n de pago que se calcular谩 como el producto de la energ铆a el茅ctrica cuya adquisici贸n se asigne en cada per铆odo horario de programaci贸n a la unidad de adquisici贸n de la que sea titular, por el precio marginal fijado para el mismo.

La obligaci贸n del comprador para cada oferta de adquisici贸n en la hora h ser谩:

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

Siendo:

OPPBC (ua,h): Obligaci贸n de pago del comprador por la energ铆a correspondiente a la unidad de adquisici贸n ua en la hora h.

EPBC (ua, h): Energ铆a asignada a la unidad de oferta de adquisici贸n ua en la hora h en el mercado diario (PBC).

21.2.3. Provisionalidad.

Estos c谩lculos ser谩n provisionales mientras no se hubieren incorporado los resultados de la medici贸n que el operador del sistema comunique al operador del mercado y se calcular谩n sin perjuicio de los dem谩s componentes del precio final de la energ铆a.

21.3. Procedimiento de resoluci贸n de restricciones t茅cnicas.

Las restricciones t茅cnicas que pudieran afectar a la ejecuci贸n del programa diario base de funcionamiento las solventar谩 el operador del sistema, de acuerdo con el operador del mercado, de conformidad con el procedimiento que se describe en la Regla 11, por ambos establecido en cumplimiento de lo dispuesto en el art铆culo 12 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica.

21.3.1. Unidades de producci贸n que incrementan su producci贸n en el PVP, respecto al PBF, para solventar las restricciones t茅cnicas.

El operador del mercado determinar谩 la retribuci贸n que corresponda percibir a los titulares de las unidades de producci贸n que incrementen su producci贸n para solventar las restricciones t茅cnicas.

21.3.1.1. C谩lculo del precio de la oferta para restricciones t茅cnicas.

El operador del mercado calcular谩, a partir de las ofertas v谩lidas recibidas en el mercado diario, el precio al que se retribuir谩n las energ铆as correspondientes a las unidades de producci贸n que hayan solventado las restricciones t茅cnicas.

Para los c谩lculos que figuran a continuaci贸n se define:

EBC(up,b,h): Energ铆a correspondiente a la oferta simple de la unidad de producci贸n up, en el tramo b, en la hora h, en el mercado diario.

EPBC(up,h): Energ铆a asignada en el mercado diario a la unidad de producci贸n up, en la hora h, cumpli茅ndose:

Siendo:

b1(h): N煤mero de tramos asignados en el PBC a la unidad de producci贸n up, en la hora h.

EBC(up,b1(h),h): Energ铆a del tramo b1 (h) asignada en el PBC a la unidad de producci贸n up, en la hora h.

EBIL(up,h): Energ铆a asignada a la unidad de producci贸n up, en la hora h, por ejecuci贸n de contratos bilaterales f铆sicos.

EPBF(up,h): Energ铆a asignada en el programa diario base de funcionamiento a la unidad de producci贸n up, en la hora h, cumpli茅ndose:

EPVP(up,h): Energ铆a asignada en el programa diario viable provisional a la unidad de producci贸n up, en la hora h, cumpli茅ndose:

Siendo:

b2(h): N煤mero de tramos asignados en el PVP, a la unidad de producci贸n up, en la hora h, una vez excluida la energ铆a de los contratos bilaterales f铆sicos.

EBC(up,b2 (h),h): Energ铆a del tramo b2(h) asignada en el PVP a la unidad de producci贸n up, en la hora h, excluyendo los contratos bilaterales f铆sicos.

TS(up,b,h): Precio de la oferta considerada como simple, presentada al mercado diario por la unidad de producci贸n up, en el tramo b, en la hora h.

TF(up): T茅rmino fijo de la condici贸n de ingresos m铆nimos de la oferta compleja de la unidad de producci贸n up, presentada al mercado diario.

TV(up): T茅rmino variable de la condici贸n de ingresos m铆nimos de la oferta compleja de la unidad de producci贸n up, presentada al mercado diario.

NPVP(up): N煤mero de arranques efectuados en el d铆a por la unidad de producci贸n up previstos en la resoluci贸n de restricciones t茅cnicas.

Se considera que en una hora h surge un arranque por soluci贸n de restricciones t茅cnicas en el PBF si se cumplen todas las condiciones siguientes:

Condici贸n 1: EPBF(up,h) = 0

Condici贸n 2: EPVP(up,h) > 0

Condici贸n 3: EPVP(up,h-1) = 0

Se considerar谩 la 煤ltima hora del d铆a anterior para identificar el posible arranque de la primera hora del d铆a.

POS(up,h): Precio medio, seg煤n la oferta simple no casada, de la energ铆a incrementada para la soluci贸n de restricciones t茅cnicas de la unidad de producci贸n up, en la hora h.

POC(up,h): Precio medio horario de la energ铆a incrementada por soluci贸n de restricciones t茅cnicas con inclusi贸n de la condici贸n de ingresos m铆nimos de la oferta compleja de la unidad de producci贸n up, en la hora h.

IOS(up): Importe diario de la energ铆a incrementada para soluci贸n de restricciones t茅cnicas seg煤n las ofertas simples horarias no casadas de la unidad de producci贸n up.

IOC(up): Importe diario, seg煤n la condici贸n de ingresos m铆nimos de la oferta compleja, de la energ铆a incrementada para la soluci贸n de restricciones t茅cnicas de la unidad de producci贸n up.

POMD(up,h): Precio medio horario aplicable de la energ铆a incrementada por soluci贸n de restricciones t茅cnicas, de la unidad de producci贸n up, en la hora h.

Para la posterior determinaci贸n de los derechos de cobro, el operador del mercado calcular谩 los siguientes precios e importes:

21.3.1.1.a. C谩lculo del precio seg煤n la oferta simple no casada.

Siendo:

EBC(up,b1 (h),h): Energ铆a del tramo b1(h) no asignada en el PBC a la unidad de producci贸n up, en la hora h; en el caso de que el tramo b1(h) fuere 铆ntegramente asignado en el PBC esta variable tomar谩 el valor 0.

El importe diario por aplicaci贸n de la oferta simple se calcula como:

21.3.1.1.b. C谩lculo del precio seg煤n la condici贸n de ingresos m铆nimos de la oferta compleja.

El importe diario por la condici贸n de ingresos m铆nimos de la oferta compleja se calcula como:

El precio medio horario por la condici贸n de ingresos m铆nimos de la oferta compleja es igual para todas las horas:

21.3.1.1.c. C谩lculo del precio aplicable.

Si, IOC (up) > IOS (up), entonces el precio aplicable es igual para todas las horas y corresponde a:

POMD(up,h) = POC(up, h)

Si IOS (up) > IOC (up), el precio aplicable de cada hora es:

POMD(up,h) = POS(up,h)

En los casos en los que IOC(up)=IOS(up), se produce una indeterminaci贸n que se resuelve aplicando la misma oferta, simple o compleja, que resulte de la aplicaci贸n del apartado 21.3.2; en caso de no ser aplicable la regla 21.3.2, se aplicar谩:

POMD(up,h) = POS(up,h)

En los casos en los que una unidad de producci贸n entre en funcionamiento o aumente la producci贸n para solventar las restricciones t茅cnicas del PBF sin que exista oferta simple v谩lida del mercado diario, se calcular谩 el precio POS(up,h) multiplicando el precio marginal horario del mercado diario por 1,15.

POMD(up,h) = 1,15 * PMH(h)

21.3.1.2. C谩lculo de los derechos de cobro.

El derecho de cobro de los titulares de las unidades de producci贸n que entren en funcionamiento o aumenten la producci贸n para las restricciones t茅cnicas ser谩:

DCPVP(up,h) = [EPVP(up,h)-EPBF(uph)] * POMD(up,h)

Siendo:

DCPVP (up,h): Derecho de cobro de la unidad de producci贸n up, en la hora h, en el procedimiento de soluci贸n de restricciones t茅cnicas.

21.3.2. Unidades de producci贸n que incumplen el incremento de su producci贸n para solventar las restricciones t茅cnicas o que no realizan los arranques previstos por las restricciones t茅cnicas.

Esta regla ser谩 aplicable si se cumple alguna de las dos condiciones siguientes:

a) Que la unidad de producci贸n up no cumpliere en su totalidad el programa de energ铆a que se le hubiere asignado para la soluci贸n de restricciones t茅cnicas. El operador del mercado calcular谩 las siguientes anotaciones en cuenta de acuerdo con las f贸rmulas que a continuaci贸n figuran.

Se considera que se cumple esta condici贸n si se cumple que:

EMBC(up,h) > EPVP(up,h)

siendo:

EMBC(up,h): Energ铆a real medida en barras de central correspondiente a la unidad de producci贸n up, en la hora h.

b) Que IOC(up)IOS(up) y que la unidad de producci贸n up no hubiere efectivamente realizado el n煤mero de arranques previstos en la resoluci贸n de restricciones t茅cnicas.

Se considera que se cumple esta condici贸n si se cumple que:

IOC(up)IOS(up) y NPVP'(up)>NPVP (up)

siendo:

NPVP' (up): N煤mero de arranques efectuados en el d铆a por la unidad de producci贸n up, previstos en la resoluci贸n de restricciones t茅cnicas y que se hayan efectivamente realizado. El arranque previsto en una hora h por resoluci贸n de restricciones t茅cnicas en el PBF, se habr谩 efectivamente realizado si se cumple la condici贸n de adelanto o persistencia del arranque o si se cumple la condici贸n de retraso del arranque.

b1) Se cumple la condici贸n de adelanto o persistencia del arranque de la hora h si se cumplen todas las condiciones siguientes:

Condici贸n a.1 EMBC(up,h)>0

Condici贸n a.2 EMBC(up,h'ante) 0 para alguna h'ante siendo h'ante una hora del bloque de horas hante anterior y contiguo al arranque de la hora h, y estando el bloque formado por horas contiguas entre s铆 y todas ellas con EPVP(up,hante) = 0.

b2) Se cumple la condici贸n de retraso del arranque de la hora h si se cumplen todas las condiciones siguientes

Condici贸n b.1 EMBC(up,h)0

Condici贸n b.2 EMBC(up,h'post)>0 para alguna h'post, siendo h'post una hora del bloque de horas hpost posterior y contiguo al arranque de la hora h, y estando el bloque formado por horas contiguas entre s铆 y todas ellas con EPVP(up,hpost)>0 y con EPBF(up,hpost) = 0

En el caso de no disponer de medidas el incumplimiento se referir谩 al 煤ltimo programa que conste a efectos liquidatorios.

21.3.2.1. Rectificaci贸n de la anotaci贸n en cuenta por soluci贸n de restricciones.

En el caso de que la unidad de producci贸n up incumpla en alguna hora el incremento de producci贸n asignado en el PVP se rectificar谩 en todas las horas la anotaci贸n en cuenta por soluci贸n de restricciones, si result贸 IOC(up) IOS (up); si resulta IOS (up) > IOC (up) se rectificar谩 s贸lo en las horas en las que haya ocurrido el incumplimiento.

OPPVPREC(up,h) = -DCPVP(up,h)

Siendo:

OPPVPREC (up,h): Rectificaci贸n de la anotaci贸n en cuenta del derecho de cobro de la unidad de producci贸n up, en la hora h, correspondiente a la soluci贸n de restricciones t茅cnicas.

21.3.2.2. C谩lculo del precio de la oferta correspondiente a la energ铆a real medida y reconocida por soluci贸n de restricciones t茅cnicas.

Para los c谩lculos que figuran a continuaci贸n se define:

ERVP (up,h): Energ铆a reconocida a la unidad de producci贸n up, en la hora h, a efectos del c谩lculo de los derechos de cobro por restricciones t茅cnicas que se calcula del siguiente modo:

Si EMBC(up,h)EPBF(up,h):

ERVP(up,h) = EPBF(up,h)

Si EPBF(up,h)<EMBC(up,h)<EPVP(up,h):

ERVP(up,h)=EMBC(up,h)

Si EMBC(up,h)EPVP(up,h):

ERVP(up,h) = EPVP(up,h)

Cumpli茅ndose:

Siendo:

b3(h): N煤mero de tramos correspondientes a la energ铆a real medida, y reconocida a la unidad de producci贸n up, en la hora h, a efectos del c谩lculo de los derechos de cobro por restricciones t茅cnicas, de la unidad de producci贸n up, en la hora h, por restricciones t茅cnicas, una vez excluida la energ铆a de contratos bilaterales f铆sicos.

EBC(up,b3(h),h): Energ铆a del tramo b3(h) reconocida a la unidad de producci贸n up, en la hora h, a efectos del c谩lculo de los derechos de cobro por restricciones t茅cnicas.

POS'(up,h): Precio medio, seg煤n la oferta simple no casada, de ERVP(up,h) de la unidad de producci贸n up, en la hora h.

POC'(up,h): Precio medio horario de ERVP(up,h) con inclusi贸n de la condici贸n de ingresos m铆nimos de la oferta compleja de la unidad de producci贸n up, en la hora h.

IOS'(up): Importe diario de ERVP(up,h) para cada hora h seg煤n las ofertas simples horarias no casadas de la unidad de producci贸n up.

IOC'(up): Importe diario de ERVP(up,h) para cada hora, seg煤n la condici贸n de ingresos m铆nimos de la oferta compleja de la unidad de producci贸n up.

POMD'(up,h): Precio medio horario aplicable a ERVP(up,h), de la unidad de producci贸n up, en la hora h.

Para la posterior determinaci贸n de los derechos de cobro, el operador del mercado calcular谩 los siguientes precios e importes:

21.3.2.2.a. C谩lculo del precio seg煤n la oferta simple no casada.

Si en el apartado 21.3.1.1 result贸 IOS(up) IOC(up) se calcula:

y el precio de cada hora es:

POMD'(up,h)=POS'(up,h)

21.3.2.2.b. C谩lculo del precio seg煤n la condici贸n de ingresos m铆nimos de la oferta compleja.

Si en el apartado 21.3.1.1 result贸 IOC(up)IOS(up) se calcula:

y el precio es igual para todas las horas y se calcula como:

21.3.2.2.c. C谩lculo del precio a aplicar cuando IOC(UP) = IOS(UP).

Si IOS' (up)>IOC'(up) se calcula POMD' (up,h) conforme a la f贸rmula de 21.3.2.2.a

Si IOC'(up)>IOS' (up) se calcula POMD' (up,h) conforme a la f贸rmula de 21.3.2.2.b

Si IOS'(up)>IOC' (up) se calcula POMD' (up,h) conforme a la f贸rmula de 21.3.2.2.a.

21.3.2.2.d. C谩lculo del precio a aplicar cuando no existe oferta v谩lida en el mercado diario.

En los casos en los que una unidad de producci贸n entre en funcionamiento o aumente la producci贸n para solventar las restricciones t茅cnicas del PBF sin que exista oferta aplicable del mercado diario, se calcular谩 el precio POMD' (up,h) multiplicando el precio marginal horario del mercado diario por 1,15.

POMD'(up,h)=1,15*PMH (h)

21.3.2.3. Derechos de cobro por la energ铆a real producida y reconocida por restricci贸n t茅cnica.

En todas las horas en las que se haya rectificado la anotaci贸n en cuenta por restricciones t茅cnicas en 21.3.2.1 y sea ERVP(up,h) > EPBF(up,h) se anotar谩 el siguiente derecho de cobro:

DCPVPMED(up,h) = [ERVP(up,h) - EPBF(up,h)] * POMD'(up,h)

21.3.2.4. Derechos de cobro por valoraci贸n al precio marginal de la reducci贸n de producci贸n.

El operador del mercado, para tener en cuenta los efectos econ贸micos derivados del procedimiento general del c谩lculo de los desv铆os producidos entre el programa horario final y los siguientes, as铆 como entre 茅stos y la medici贸n, valorar谩 al precio marginal horario del mercado diario la energ铆a no producida para la soluci贸n de las restricciones t茅cnicas de acuerdo con la f贸rmula siguiente:

DCPVPRED(up,h) = [EPVP(up,h) - ERVP(up,h) - RBAJ(up,h)] * PMH(h)

Siendo:

DCPVPRED(up,h) >0 y

RBAJ(up,h): Valor absoluto de las energ铆as casadas a bajar en las sesiones del mercado intradiario y de la energ铆a de los redespachos a bajar en el programa horario operativo (PHO), excepto los desv铆os comunicados.

21.3.3. Unidades de producci贸n que incrementan su producci贸n, en el PVP respecto al PBF, para anular los descuadres introducidos por la soluci贸n de restricciones t茅cnicas.

Son de aplicaci贸n los mismos derechos de cobro del apartado 21.3.1, calculando el precio de la energ铆a POMD' (up,h) 煤nicamente con la oferta simple, seg煤n el m茅todo descrito en 21.3.1.1.a. o en su defecto, multiplicando el precio marginal horario por 1,15.

21.3.4. Unidades de producci贸n que incumplen el incremento de su producci贸n, en el PVP respecto al PBF, para anular los descuadres introducidos por la soluci贸n de restricciones t茅cnicas.

Son de aplicaci贸n los mismos derechos de cobro del apartado 21.3.2, calculando el precio de la energ铆a POMD'(up,h) 煤nicamente con la oferta simple, seg煤n el m茅todo descrito en 21.3.2.2.a, o en su defecto, multiplicando el precio marginal horario por 1,15.

21.3.5. Unidades de producci贸n y de adquisici贸n que se retiran del PBF para solventar las restricciones t茅cnicas.

El operador del mercado proceder谩 a rectificar la anotaci贸n en cuenta provisional correspondiente a la energ铆a de cada unidad de producci贸n up que se hubiere retirado de la casaci贸n para solventar las restricciones t茅cnicas, de conformidad con las siguientes f贸rmulas:

OPPVPBC(up,h) = RPBC(up,h) * PMH(h)

Siendo:

RPBC (up,h): Energ铆a retirada en el PVP respecto al PBF de la unidad de producci贸n up, en la hora h, de la parte de energ铆a asignada en el PBC.

OPPVPBC (up,h): Rectificaci贸n de la anotaci贸n en cuenta por la retirada de la casaci贸n en el PVP de energ铆a de la unidad de producci贸n up, en la hora h.

El operador del mercado proceder谩 a rectificar la anotaci贸n en cuenta provisional correspondiente a la energ铆a de cada unidad de adquisici贸n ua que se hubiere retirado de la casaci贸n, de conformidad con las siguientes f贸rmulas:

DCPVPBC(ua,h) = RPBC(ua,h) * PMH(h)

Siendo:

RPBC (ua,h): Energ铆a retirada en el PVP respecto al PBF de la unidad de adquisici贸n ua, en la hora h, de la parte de energ铆a asignada en el PBC.

DCPVPBC (ua,h): Rectificaci贸n de la anotaci贸n en cuenta por la retirada de la casaci贸n en el PVP de energ铆a de la unidad de adquisici贸n ua, en la hora h.

21.3.6. Unidades de producci贸n que se retiran del PBF para anular los descuadres introducidos por la soluci贸n de restricciones t茅cnicas en el PBF.

El operador del mercado proceder谩 a rectificar la anotaci贸n en cuenta provisional correspondiente a la oferta de venta que se hubiere retirado del programa base de funcionamiento para anular los descuadres introducidos por la soluci贸n de restricciones t茅cnicas con la misma f贸rmula que en el apartado 21.3.5.

21.3.7. Ventas y compras de energ铆a de contratos bilaterales f铆sicos que se realizan en el mercado por la retirada de energ铆a de los contratos bilaterales f铆sicos en el PBF.

La retirada de energ铆a asignada para venta o compra en contratos bilaterales f铆sicos para solucionar las restricciones t茅cnicas o para anular los descuadres introducidos por la soluci贸n de restricciones t茅cnicas, produce un descuadre del contrato bilateral f铆sico que se resuelve comprando o vendiendo en el mercado el d茅ficit o excedente de energ铆a al precio marginal horario.

Para los c谩lculos que se desarrollan a continuaci贸n se define:

up: Unidad de producci贸n con contrato bilateral f铆sico con la unidad de adquisici贸n ua.

ua: Unidad de adquisici贸n con contrato bilateral f铆sico con la unidad de producci贸n up; la unidad de adquisici贸n podr谩 ser un cliente cualificado o una unidad de adquisici贸n instrumental, en el caso de contratos internacionales.

RCBIL (up,h): Energ铆a retirada en el PVP respecto al PBF de la unidad de producci贸n up, en la hora h, de la parte de energ铆a asignada por los contratos bilaterales f铆sicos.

RCBIL (ua,h): Energ铆a retirada en el PVP respecto al PBF de la unidad de adquisici贸n ua, en la hora h, de la parte de energ铆a asignada por los contratos bilaterales f铆sicos.

RMBIL (ua,h): Energ铆a comprada en el mercado por la unidad de adquisici贸n ua, en la hora h, de la parte de energ铆a asignada por los contratos bilaterales f铆sicos.

RMBIL (up,h): Energ铆a vendida en el mercado por la unidad de producci贸n up, en la hora h, de la parte de energ铆a asignada por los contratos bilaterales f铆sicos.

21.3.7.1. Compras en el mercado.

El operador del mercado proceder谩 a anotar una obligaci贸n de pago a la unidad de adquisici贸n ua por la parte de la energ铆a asignada en contratos bilaterales f铆sicos que haya sido comprada en el mercado porque se haya retirado energ铆a a la unidad de producci贸n vendedora up, de conformidad con las siguientes f贸rmulas:

RMBIL(ua,h) = RCBIL(up,h) + RCBIL(ua,h)

Si RMBIL(ua,h) > 0:

OPPVPBI(ua,h) = RMBIL(ua,h) * PMH(h)

Siendo:

OPPVPBI (ua,h): Obligaci贸n de pago por la energ铆a comprada en el mercado, en la hora h, de la parte de energ铆a asignada por los contratos bilaterales f铆sicos.

En el caso de que existan varios contratos bilaterales f铆sicos de compra para la misma unidad de producci贸n up, esta obligaci贸n de pago se repartir谩 proporcionalmente a la energ铆a asignada en cada contrato a cada comprador.

21.3.7.2. Ventas en el mercado.

El operador del mercado proceder谩 a anotar un derecho de cobro a la unidad de producci贸n up, por la parte de la energ铆a asignada en contratos bilaterales f铆sicos que haya sido vendida en el mercado porque se haya retirado energ铆a a la unidad de adquisici贸n compradora ua, de conformidad con las siguientes f贸rmulas:

RMBIL(up,h) = RCBIL(up,h) + RCBIL(ua,h)

Si RMBIL(up,h) > 0:

DCPVPBI(up,h) = RMBIL(up,h) * PMH(h)

Siendo:

DCPVPBI (up,h): Derecho de cobro por la energ铆a no retirada de la parte vendedora de los contratos bilaterales f铆sicos de la unidad de producci贸n up, en la hora h.

En el caso de que existan varios contratos bilaterales f铆sicos con la misma unidad de adquisici贸n ua, este derecho de cobro se repartir谩 proporcionalmente a la energ铆a asignada en cada contrato a cada vendedor.

21.3.8. Obligaciones de pago de las unidades de adquisici贸n y titulares compradores de contratos bilaterales f铆sicos por el sobrecoste derivado de la soluci贸n de restricciones t茅cnicas en el PBF.

Los titulares de unidades de adquisici贸n (excepto el consumo de bombeo), y los titulares de contratos bilaterales f铆sicos designados a estos efectos, vendr谩n obligados a satisfacer la parte proporcional del sobrecoste derivado de la soluci贸n de las restricciones t茅cnicas y de la anulaci贸n de los descuadres en proporci贸n a la energ铆a el茅ctrica asignada en el programa base de funcionamiento.

El sobrecoste SCPVP(h) se calcular谩 de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

Si SCPVP(h) > 0 se anotar谩 una obligaci贸n de pago que se calcular谩 de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

Siendo:

uaeb: Unidad de adquisici贸n, excepto bombeos.

OPPVPSC(uaeb,h): Obligaci贸n de pago de la unidad de adquisici贸n o comprador del contrato bilateral f铆sico uaeb, en la hora h, por el sobrecoste de la soluci贸n de restricciones t茅cnicas y la anulaci贸n de los descuadres.

EPBF(uaeb,h): Energ铆a asignada a la unidad de adquisici贸n uaeb o comprador del contrato bilateral f铆sico uaeb, en la hora h, en el PBF.

Si SCPVP(h) < 0 se anotar谩 un derecho de cobro que se calcular谩 de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

Siendo:

DCPVPSC(uaeb,h): Derecho de cobro de la unidad de adquisici贸n o comprador del contrato bilateral f铆sico uaeb, en la hora h, por el subcoste de la soluci贸n de restricciones t茅cnicas y la anulaci贸n de los descuadres.

La obligaci贸n de pago o el derecho de cobro anterior correspondiente al titular de la parte compradora de un contrato bilateral f铆sico, se liquidar谩 al titular de la parte vendedora del contrato en el caso de contratos bilaterales f铆sicos en los que el comprador no es agente del mercado. En otro caso se liquidar谩 a la parte contratante que declare asumir los costes citados.

21.3.9. Ingresos de la subasta para la resoluci贸n de las restricciones t茅cnicas de las interconexiones internacionales.

De acuerdo con lo establecido en el art铆culo 9.2 b de la Orden de 14 de julio de 1998 por la que se establece el r茅gimen jur铆dico aplicable a los agentes externos para la realizaci贸n de intercambios intracomunitarios e internacionales, los ingresos obtenidos por el operador del sistema como consecuencia de la subasta para la resoluci贸n de las restricciones t茅cnicas de las interconexiones internacionales, se integrar谩n como ingresos del mercado de producci贸n organizado de la sesi贸n correspondiente.

El operador del sistema comunicar谩 al operador del mercado los ingresos obtenidos en cada hora en dicha subasta, generando una obligaci贸n de pago para el operador del sistema:

OPPVPSUB (os,d) = ISUB (d)

Siendo:

OPPVPSUB (os,d): Obligaci贸n de pago del operador del sistema os, por el importe de los ingresos de la subasta de la sesi贸n del d铆a d.

ISUB(d): Importe de los ingresos obtenidos en la sesi贸n del d铆a d por el operador del sistema como consecuencia de la subasta para la resoluci贸n de las restricciones t茅cnicas de las interconexiones internacionales.

Los ingresos obtenidos se repartir谩n entre las unidades de adquisici贸n, excepto unidades de bombeo, en proporci贸n a la energ铆a adquirida en el mercado diario en la sesi贸n del d铆a d, de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

Siendo:

DCPVPSUB (uaeb,d): Derecho de cobro de la unidad de adquisici贸n uaeb por el reparto del importe de los ingresos de la subasta de la sesi贸n del d铆a d.

21.4. Mercado de servicios complementarios de regulaci贸n secundaria.

El operador del mercado calcular谩 los derechos de cobro y las obligaciones de pago, respectivamente, de los vendedores y de los compradores en el mercado de servicios complementarios de regulaci贸n secundaria seg煤n lo contemplado en las Normas y Procedimientos de Operaci贸n del Sistema aplicables al caso que se encuentren en vigor. Dichos derechos de cobro y obligaciones de pago ser谩n los que a continuaci贸n se detallan.

El operador del mercado referir谩 los c谩lculos por zona de regulaci贸n a la composici贸n de dichas zonas que le comunicar谩 el operador del sistema, de acuerda con sus procedimientos y normas de operaci贸n.

21.4.1. Banda de potencia en regulaci贸n secundaria.

a) Derechos de cobro.

Los titulares de las unidades de producci贸n que hayan presentado ofertas para una banda de potencia en regulaci贸n secundaria tendr谩n un derecho de cobro que ser谩 igual a la banda de potencia asignada por el precio marginal resultante del proceso de casaci贸n del mercado de servicios complementarios a que se refieren las Normas y Procedimientos de Operaci贸n del Sistema antes citados.

DCCFB(i,h) = PmB(h) * B(i,h)

Siendo:

P(mB)(h): Precio marginal de la banda de potencia de regulaci贸n secundaria en la hora h.

B(i,h): Banda de la zona de regulaci贸n i asignada en el mercado de regulaci贸n secundaria en la hora h.

DCCFB (i,h): El derecho de cobro de la zona de regulaci贸n i en la hora h, por su banda de potencia en regulaci贸n secundaria.

CFB (h): Coste correspondiente a la banda de potencia en regulaci贸n secundaria del sistema.

b) Obligaciones de pago.

Las obligaciones de pago derivadas de los citados costes por la banda de regulaci贸n secundaria corresponder谩n, en proporci贸n a la energ铆a el茅ctrica del programa horario final, a los distribuidores, comercializadores, consumidores cualificados y a los titulares de las unidades de producci贸n que no est茅n incluidas en una zona de regulaci贸n, incluidos los titulares de contratos bilaterales f铆sicos, tal y como se define en el procedimiento t茅cnico correspondiente del operador del sistema.

Las referidas obligaciones de pago se calcular谩n de acuerdo con la f贸rmula siguiente:

OPBS(i,h,j) = -k(i,h,j) * CFB (h)

siendo:

OPBS(i,h,j): Obligaci贸n de pago en la hora h por banda de regulaci贸n secundaria del:

Distribuidor i si j=1

Comercializador i si j=2

Cliente cualificado i si j=3

Generaci贸n i fuera de zona de regulaci贸n si j=4

Contrato bilateral f铆sico si j=5

K(i,h,j) = K(h) * DD(i,h) si j=1

K(h) * DC(n,h) si j=2

K(h) * DCC(k,h) si j=3

K(h) * GTZ(l,h) si j=4

K(h) * DBL(m,h) si j=5

siendo

y

DD(i,h): Demanda del distribuidor i en la hora h.

DC(n,h): Demanda del comercializador n en la hora h.

DCC(k,h): Demanda del cliente cualificado k en la hora h.

GFZ(l,h): Generaci贸n l fuera de zona en la hora h.

DBL(m,h): Demanda del contrato bilateral f铆sico m en la hora h.

21.4.2. Variaci贸n del coste por funcionamiento de la regulaci贸n secundaria en tiempo real.

El operador del sistema pondr谩 a disposici贸n del operador del mercado, en el sistema informatica de 茅ste, la siguiente informaci贸n procedente de la explotaci贸n en tiempo real, una vez verificada la exactitud de la misma:

KA(i,h): Coeficiente de participaci贸n de la zona de regulaci贸n i en la reserva del sistema en la hora h.

RNTS(h): Reserva nominal total a subir del sistema en la hora h.

RNTB(h): Reserva nominal total a bajar del sistema en la hora h.

TOFF(i,h): Ciclos en OFF de la zona de regulaci贸n i en la hora h, con excepci贸n de aquellos que lo est谩n por indicaci贸n del operador del sistema.

En los ciclos en los que la zona de regulaci贸n est谩 en ACTIVO, INACTIVO, o EMERGENCIA el operador del sistema calcular谩 los siguientes par谩metros que pondr谩 a disposici贸n del operador del mercado:

RRSP(i,h): Valor acumulado de la diferencia positiva entre la reserva residual a subir puesta por la zona de regulaci贸n i y su potencia nominal a subir asignada en la hora h.

RRBP(i,h): Valor acumulado de la diferencia positiva entre la reserva residual a bajar puesta por la zona de regulaci贸n i y su potencia nominal a bajar asignada en la hora h.

RRSN(i,h): Valor acumulado de la diferencia negativa entre la reserva residual a subir puesta por la zona de regulaci贸n i y su potencia nominal a subir asignada en la hora h.

RRBN(i,h): Valor acumulado de la diferencia negativa entre la reserva residual a bajar puesta por la zona de regulaci贸n i y su potencia nominal a bajar asignada en la hora h.

El operador del mercado calcular谩 horariamente la penalizaci贸n correspondiente a la zona de regulaci贸n i por los ciclos en que permanezca en OFF, de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

CFO (i,h) = - KN * [KA(i,h) * RNTS(i,h) + KA(i,h) * RNTB(i,h)] * TOFF (i,h)

siendo:

CFO(i,h): Penalizaci贸n de la zona i por estado en OFF en la hora h.

KN: Coeficiente de penalizaci贸n KN = 1,5.

El operador del mercado calcular谩 horariamente la variaci贸n del coste de la regulaci贸n secundaria efectivamente suministrada de acuerdo con el conjunto de f贸rmulas siguiente:

La bonificaci贸n por reserva residual superior a la asignada ser谩:

CFRR(i,h) = KP * [RRSP(i,h) + RRBP(i,h)]

donde:

CFRR(i,h): Coste por reserva residual superior a la asignada.

KP: Factor de bonificaci贸n = 1,5.

La penalizaci贸n por reserva residual inferior a la asignada ser谩:

CFI(i,h) = KN * [RRSN(i,h) + RRBN(i,h)]

CFI (i,h): Coste por reserva residual inferior a la asignada. Tiene valor negativo por serlo RRSN(i,h) y RRBN(i,h).

El operador del mercado calcular谩 y publicar谩 horariamente para cada zona de regulaci贸n la variaci贸n del coste como resultado de la explotaci贸n en tiempo real. Para la zona i ser谩:

y para el conjunto de la regulaci贸n:

donde:

TRCP(h): N煤mero de ciclos activos de la regulaci贸n secundaria en la hora h.

El operador del mercado publicar谩 para cada zona de regulaci贸n, adem谩s del t茅rmino global VCF(i,h), cada uno de los conceptos individuales que lo forman, comunicados por el operador del sistema, con objeto de poder hacer un seguimiento de la reserva residual que mantiene cada zona de regulaci贸n.

21.4.2.1. Variaci贸n del coste de la regulaci贸n secundaria por aumento de banda en tiempo real.

a) Derechos de cobro.

Las zonas de regulaci贸n con VCF(i,h)>0 tendr谩n un derecho de cobro cada hora h igual a:

b) Obligaciones de pago.

Las obligaciones de pago corresponder谩n, en proporci贸n a la energ铆a el茅ctrica del programa horario final, a los distribuidores, comercializadores, consumidores cualificados y a los titulares de las unidades de producci贸n que no est茅n incluidas en una zona de regulaci贸n, por los servicios complementarios que efectivamente se les presten, incluidos los titulares de contratos bilaterales f铆sicos, tal y como se define en el procedimiento t茅cnico correspondiente del operador del sistema.

Las referidas obligaciones de pago se calcular谩n de acuerdo con la f贸rmula siguiente:

OPDVCF(i,h,j) = -k(i,h,j) * DCVCF(h)

siendo:

OPDVCF(i,h,j): Obligaci贸n de pago por variaci贸n del coste de la regulaci贸n secundaria en tiempo real del:

Distribuidor i si j=1

Comercializador i si j=2

Cliente cualificado i si j=3

Generaci贸n i fuera de zona de regulaci贸n si j=4

Contrato bilateral f铆sico si j=5

21.4.2.2. Variaci贸n del coste de la regulaci贸n secundaria por disminuci贸n de banda en tiempo real.

a) Obligaciones de pago.

Las zonas de regulaci贸n con VCF(i,h)<0 tendr谩n una obligaci贸n de pago cada hora h igual a:

b) Derechos de cobro.

Los derechos de cobro corresponder谩n, en proporciona la energ铆a el茅ctrica del programa horario final, a los distribuidores, comercializadores, consumidores cualificados y a los titulares de las unidades de producci贸n que no est茅n incluidas en una zona de regulaci贸n, por los servicios complementarios que efectivamente se les presten, incluidos los titulares de contratos bilaterales f铆sicos, tal y como se define en el procedimiento t茅cnico correspondiente del operador del sistema.

Los referidos derechos de cobro se calcular谩n de acuerdo con la f贸rmula siguiente:

DCDVCF(i,h,j) = -k(i,h,j) * OPVCF(h)

siendo:

DCDVCF(i,h,j): Derecho de cobro por variaci贸n del coste de la regulaci贸n secundaria en tiempo real del:

Distribuidor i si j=1

Comercializador i si j=2

Cliente cualificado i si j=3

Generaci贸n i fuera de zona de regulaci贸n si j=4

Contrato bilateral f铆sico si j=5

21.5. Mercado intradiario.

El operador del mercado pondr谩 a disposici贸n de los agentes del mercado la informaci贸n sobre los derechos de cobro y las obligaciones de pago para el horizonte diario de programaci贸n correspondiente a las sesiones de contrataci贸n del mercado intradiario.

21.5.1. Derechos de cobro.

El vendedor cuyas ofertas econ贸micas de venta hayan resultado casadas en las sesiones de contrataci贸n del mercado intradiario, tendr谩 un derecho de cobro que se calcular谩 como el producto de la energ铆a el茅ctrica cuya venta se asigne en cada per铆odo horario de programaci贸n a la unidad de producci贸n, o de adquisici贸n, de que sean titulares, por el precio marginal fijado para el mismo, en la sesi贸n de contrataci贸n correspondiente.

El derecho de cobro del vendedor ser谩:

DCI(u,h,s) = EPIBC(u,h,s) * PMHI(h,s)

siendo:

DCI(u,h,s): Derecho de cobro del vendedor en el mercado intradiario por la oferta correspondiente a la unidad de producci贸n o de adquisici贸n u, para la hora h, en la sesi贸n 芦s禄.

EPIBC(u,h,s): Energ铆a de venta asignada a la unidad de producci贸n o de adquisici贸n u, para la hora h en el mercado intradiario en la sesi贸n 芦s禄 (PIBC).

PMHI (h,s): Precio marginal horario correspondiente a la hora h en el mercado intradiario en la sesi贸n 芦s禄.

21.5.2. Obligaciones de pago.

Para cada sesi贸n de contrataci贸n el comprador tendr谩 una obligaci贸n de pago correspondiente al producto de la cantidad de energ铆a el茅ctrica demandada en el mercado intradiario por el precio marginal correspondiente a cada per铆odo de programaci贸n. La obligaci贸n del comprador para cada oferta de adquisici贸n en la hora h ser谩:

OPI(u,h,s) = ECPIBC(u,h,s) * PMHI(h,s)

siendo:

OPI (u,h,s): Obligaci贸n de pago del comprador en el mercado intradiario por la oferta correspondiente a la unidad de adquisici贸n o de producci贸n u para la hora h en la sesi贸n 芦s禄.

ECPIBC (u,h,s): Energ铆a de compra correspondiente a la unidad de oferta de adquisici贸n o de producci贸n u para la hora h en la sesi贸n 芦s禄.

21.6. Procedimiento de resoluci贸n de restricciones t茅cnicas en el mercado intradiario.

Las restricciones t茅cnicas que pudieran afectar a la ejecuci贸n del resultado de la casaci贸n del mercado intradiario, se solventar谩n de acuerdo con lo establecido en la Regla 18陋.

Si se produjeren situaciones que afectaran a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro con posterioridad a la publicaci贸n del programa horario final que solamente pudieren solucionarse modificando transacciones casadas en el mercado diario o en alguna sesi贸n del mercado intradiario, se solucionar谩n por el operador del sistema aplicando los procedimientos de operaci贸n t茅cnica del sistema.

21.6.1. Rectificaci贸n de la anotaci贸n en cuenta de ofertas de venta de las unidades de producci贸n o de adquisici贸n retiradas.

El operador del mercado proceder谩 a la rectificaci贸n de la anotaci贸n en cuenta provisional correspondiente a la oferta de venta que se hubiere retirado respecto de la casaci贸n previa para solventar las restricciones t茅cnicas de conformidad con la siguiente f贸rmula:

OPIPROP (u,h,s)=ERVPIBC (u,h,s) * PMHI(h,s)

siendo:

OPIPROP (u,h,s): Obligaci贸n de pago por la retirada de la casaci贸n respecto al PIBC, sesi贸n 芦s禄, de la oferta de venta de la unidad de producci贸n o de adquisici贸n u en la hora h.

ERVPIBC (u,h,s): Energ铆a el茅ctrica retirada de la oferta de venta de la unidad de producci贸n o de adquisici贸n u en la hora h, respecto al PIBC sesi贸n 芦s禄.

21.6.2. Rectificaci贸n de la anotaci贸n en cuenta de ofertas de compra de las unidades de producci贸n o de adquisici贸n retiradas.

El operador del mercado proceder谩 a la rectificaci贸n de la anotaci贸n en cuenta provisional correspondiente a la oferta de compra que se hubiere retirado respecto de la casaci贸n previa para solventar las restricciones t茅cnicas de conformidad con la siguiente f贸rmula:

DCIPROP (u,h,s)=ERCPIBC (u,h,s)* PMHI(h,s)

siendo:

DCIPROP (u,h,s): Derecho de cobro por la retirada de la casaci贸n respecto al PIBC, sesi贸n 芦s禄, de la oferta de compra de la unidad de producci贸n o de adquisici贸n u en la hora h.

ERCPIBC (u,h,s): Energ铆a el茅ctrica retirada de la oferta de compra de la unidad de producci贸n o de adquisici贸n u en la hora h, respecto al PIBC sesi贸n 芦s禄.

21.7. Valoraci贸n de las energ铆as aportadas para resolver desv铆os entre el programa horario final y la medici贸n.

21.7.1. Gesti贸n de desv铆os

El operador del mercado liquidar谩 las transacciones efectuadas dentro del mecanismo de gesti贸n de desv铆os conforme a las Normas o Procedimientos de la Operaci贸n del Sistema en vigor con la informaci贸n comunicada por el operador del sistema.

Este procedimiento ser谩 de aplicaci贸n a los desv铆os entre generaci贸n y consumo que hayan de gestionarse por mecanismos distintos de la utilizaci贸n de servicios complementarios de regulaci贸n.

Todo desv铆o previsto y comunicado por un agente ser谩 gestionado, y dar谩 lugar a la rectificaci贸n de su programa con las consecuencias en la liquidaci贸n que se determinen con car谩cter general siempre que se convoque gesti贸n de desv铆os por el operador del sistema. Para el resto de los desv铆os no constar谩 la rectificaci贸n de su programa a efectos liquidatorios.

Si, conforme a las Normas y Procedimientos en vigor, el operador del sistema convoca ofertas para cubrir los desv铆os, los titulares de unidades de producci贸n, adquisici贸n o contratos bilaterales f铆sicos que han generado dichos desv铆os deber谩n asumir los costes derivados del procedimiento de gesti贸n de desv铆os por las energ铆as que sean aportadas o retiradas del sistema como consecuencia de los mismos.

Los desv铆os pueden ser tanto de generaci贸n como de demanda.

Dentro del procedimiento de operaci贸n para gesti贸n de desv铆os se distinguir谩n dos tipos de desv铆os:

1) Los comunicados por los agentes del mercado, que son referidos a unidades de producci贸n o de adquisici贸n y que se identifican como:

DC+(u,h,s): Energ铆a aportada al sistema como desv铆o respecto a la programaci贸n anterior, en la hora h por la unidad de producci贸n o de adquisici贸n u en la sesi贸n 芦s禄.

DC-(u,h,s): Energ铆a retirada del sistema como desv铆o respecto a la programaci贸n anterior, en la hora h por la unidad de producci贸n o de adquisici贸n u en la sesi贸n 芦s禄.

2) Los estimados por el operador del sistema en el ejercicio de sus funciones y en aplicaci贸n de las normas y procedimientos que las regulan, que se identifican como:

DOS+(h,s): Estimaci贸n de energ铆a aportada al sistema como desv铆o respecto a la programaci贸n anterior en la hora h en la sesi贸n 芦s禄 adicionalmente a la declarada por los agentes.

DOS-(h,s): Estimaci贸n de energ铆a retirada del sistema como desv铆o respecto a la programaci贸n anterior en la hora h en la sesi贸n 芦s禄 adicionalmente a la declarada por los agentes.

Del procedimiento de gesti贸n de desv铆os en cada sesi贸n 芦s禄 se obtiene un programa cuadrado en energ铆a en el que se cumple que la suma de las energ铆as de los desv铆os de generaci贸n o consumo es igual a la suma de los redespachos de unidades de producci贸n resultado del procedimiento.

siendo:

PRD+(u,h,s): Energ铆a aportada al sistema para resoluci贸n de desv铆os correspondiente a la unidad de producci贸n u, en la hora h y sesi贸n 芦s禄.

PRD-(u,h,s): Energ铆a retirada del sistema para resoluci贸n de desv铆os correspondiente a la unidad de producci贸n u, en la hora h y sesi贸n 芦s禄.

Valoraci贸n.

La determinaci贸n de los derechos de cobro y obligaciones de pago de las unidades de producci贸n, de adquisici贸n o contratos bilaterales f铆sicos como resultado del proceso de gesti贸n de desv铆os, no puede hacerse en firme en tanto no se conozcan los datos de los desv铆os incurridos por los agentes. Es necesario por tanto conocer los datos de los desv铆os medidos.

En consecuencia, el procedimiento de valoraci贸n obedecer谩 a los siguientes principios:

1) Todos los desv铆os de energ铆a de las unidades de producci贸n o de adquisici贸n se valorar谩n al precio marginal del mercado diario.

En el caso de desv铆os comunicados por los agentes se generar谩n derechos de cobro y obligaciones de pago de acuerdo con lo establecido en la Regla 21.8.3.1

2) Las energ铆as aportadas por las unidades de producci贸n para resolver los desv铆os se valoran a su precio marginal de venta. De igual forma las energ铆as retiradas por las unidades de producci贸n para resolver los desv铆os se valoran a su precio marginal de compra.

3) La diferencia entre la retribuci贸n a las unidades de producci贸n que resuelven los desv铆os, seg煤n el precio marginal de venta o de compra, y la valoraci贸n de dichas compras o ventas al precio marginal del mercado diario, da lugar a un sobrecoste que se repartir谩 entre los agentes causantes del desv铆o, tanto si 茅ste ha sido previamente comunicado, como si se trata de un desv铆o conocido tras efectuar la correspondiente medici贸n. Todo ello de conformidad con lo establecido en las Reglas 21.8.4 y 21.8.5.

21.7.1.1. Energ铆a del programa de gesti贸n de desv铆os aportada al sistema para resoluci贸n de desv铆os.

Derechos de cobro por venta de energ铆a

Se derivar谩n para los titulares de las unidades de producci贸n que vendan energ铆a al sistema unos derechos de cobro que ser谩n calculados de acuerdo con las f贸rmulas siguientes:

PMRD (h,s): Precio marginal de venta para los incrementos de energ铆a aportada al sistema correspondiente al procedimiento de gesti贸n de desv铆os en el programa elaborado en la sesi贸n 芦s禄 para la hora h.

21.7.1.2. Energ铆a de programa de gesti贸n de desv铆os retirada del sistema para resoluci贸n de desv铆os.

Obligaciones de pago por recompra de energ铆a

Las obligaciones de pago que se derivan para los titulares de las unidades de producci贸n que disminuyan la energ铆a puesta a disposici贸n del sistema como resultado de aplicar el procedimiento de gesti贸n de desv铆os se calcular谩n de acuerdo con la f贸rmula siguiente:

donde:

PRCRD (h,s): Precio marginal de compra por aplicaci贸n del procedimiento de gesti贸n de desv铆os en el programa elaborado en la sesi贸n 芦s禄 para la hora h.

21.7.2. Eneg铆a de regulaci贸n secundaria aportada a subir.

Derechos de cobro por la energ铆a aportada a subir

Los titulares de las unidades de producci贸n a que se refiere el apartado 21.4.1 a) que est茅n agrupados en una misma zona de regulaci贸n tendr谩n, adem谩s, si el operador del sistema les requiriera la prestaci贸n del servicio complementario de regulaci贸n secundaria en su parte variable, el derecho de cobro por la energ铆a el茅ctrica que efectivamente suministren. A estos efectos el operador del sistema determinar谩, de acuerdo con lo establecido en las Normas y Procedimientos de Operaci贸n del Sistema en vigor el precio de la energ铆a el茅ctrica de sustituci贸n a subir y a bajar y la cantidad de energ铆a el茅ctrica correspondiente al citado t茅rmino variable de dicho servicio complementario de regulaci贸n secundaria y los comunicar谩 al operador del mercado.

El derecho de cobro de la zona de regulaci贸n j en la hora h por la energ铆a de regulaci贸n secundaria aportada a subir se calcular谩 seg煤n la siguiente f贸rmula:

DCZESCS (j,h) = ESCS (j,h) * PTSCS (h)

siendo:

ESCS (i,h): Energ铆a de regulaci贸n secundaria a subir aportada por la zona de regulaci贸n i.

DCZESCS (j,h): Derecho de cobro de la zona de regulaci贸n j en la hora h por la energ铆a secundaria aportada a subir.

PTSCS (h): Precio de la energ铆a de sustituci贸n a subir en la hora h.

21.7.3 Energ铆a de regulaci贸n secundaria aportada a bajar.

Obligaci贸n de pago por la energ铆a aportada a bajar

La obligaci贸n de pago, al precio de recompra, por la energ铆a de regulaci贸n secundaria aportada a bajar se calcula de acuerdo a la siguiente f贸rmula:

OPZESCB (j,h) = ESCB (j,h) * PTSCB (h)

siendo:

ESCB (i,h): Energ铆a de regulaci贸n secundaria a bajar aportada por la zona de regulaci贸n i.

OPZESCB (j,h): Obligaci贸n de pago por la energ铆a secundaria aportada a bajar por la zona de regulaci贸n j en la hora h.

PTSCB (h): Precio de la energ铆a de sustituci贸n a bajar en la hora h.

21.7.4. Energ铆a de regulaci贸n terciaria aportada a subir.

La liquidaci贸n correspondiente a los servicios complementarios de regulaci贸n terciaria ser谩 consecuencia de la casaci贸n que realice el operador del sistema de acuerdo con las Normas y Procedimientos de Operaci贸n del Sistema aplicables que se encuentren en vigor.

Derechos de cobro por la energ铆a aportada a subir

Los derechos de cobro de los vendedores que presenten ofertas en este mercado se calcular谩n como el producto del precio marginal de la energ铆a de regulaci贸n terciaria a subir por la cantidad de energ铆a el茅ctrica asignada a subir respectivamente, a cada unidad de producci贸n.

El derecho de cobro por la regulaci贸n terciaria asignada a subir por la unidad de producci贸n j ser谩:

DCVETCS (j,h) = ETCS (j,h) * PTTCS (h)

siendo:

ETCS (i,h): Energ铆a de regulaci贸n terciaria a subir asignada a la unidad de producci贸n no incluida en zona de regulaci贸n, zona de regulaci贸n o contrato bilateral f铆sico i.

DCVETCS (j,h): El derecho de cobro por la energ铆a terciaria a subir aportada por la unidad de producci贸n j en la hora h.

PTTCS (h): Precio de la energ铆a de regulaci贸n terciaria a subir en la hora h, seg煤n resulta de las Normas y Procedimientos de Operaci贸n del Sistema en vigor, determinado y comunicado por el operador del sistema al operador del mercado.

En una hora h para una zona de regulaci贸n i se considera el saldo en la hora, por lo que uno de los t茅rminos, ESCS(i) o ESCB(i), es igual a cero.

21.7.5. Regulaci贸n terciaria a bajar.

Obligaciones de pago por la energ铆a aportada a bajar

Las obligaciones de pago por la regulaci贸n terciaria aportada a bajar por la unidad de producci贸n j ser谩:

OPCETCB (j,h) = ETCB (j,h) * PTTCB (h)

siendo:

ETCB (i,h): Energ铆a de regulaci贸n terciaria a bajar asignada a la unidad de producci贸n no incluida en zona de regulaci贸n, zona de regulaci贸n o contrato bilateral f铆sico i.

OPCETCB (j,h): La obligaci贸n de pago por la energ铆a terciaria a bajar asignada a la unidad de producci贸n j en la hora h.

PTTCB (h): Precio de recompra de la energ铆a de regulaci贸n terciaria a bajar en la hora h, seg煤n resulta de las Normas y Procedimientos de Operaci贸n del Sistema en vigor, determinado y comunicado por 茅ste al operador del mercado.

21.8. Valoraci贸n de los desv铆os entre el programa horario final y la medici贸n.

El operador del mercado calcular谩 los desv铆os por zonas de regulaci贸n, unidades de producci贸n no incluidas en zonas de regulaci贸n, unidades de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica y parte compradora de los contratos bilaterales f铆sicos.

21.8.1. Programa horario a liquidar.

Se considera programa horario a liquidar, que ser谩 utilizado a efectos del c谩lculo de los desv铆os para cada per铆odo de programaci贸n de las unidades de producci贸n, unidades de adquisici贸n o contratos bilaterales f铆sicos, la agregaci贸n de las transacciones firmes formalizadas como consecuencia de:

-El programa diario viable.

-Las distintas sesiones del mercado intradiario.

-Las distintas sesiones de gesti贸n de desv铆os. Se consideran s贸lo las energ铆as aportadas para resolver desv铆os y los desv铆os comunicados que han sido resueltos con gesti贸n de desv铆os.

-Los requerimientos de energ铆a de regulaci贸n terciaria.

-Los mecanismos de soluci贸n de situaciones de alerta o emergencia en tiempo real.

21.8.2. Proceso de determinaci贸n de los desv铆os medidos.

El operador del mercado determinar谩 los desv铆os medidos tomando como base la siguiente informaci贸n suministrada por el operador del sistema una vez verificados los datos recibidos de los agentes:

a) Medici贸n correspondiente a cada agente.

a.1) En el caso de las unidades de producci贸n, la medici贸n se realizar谩 en barras de central por cada punto frontera de las unidades de producci贸n de las que sean titulares.

a.2) En el caso de las unidades de adquisici贸n y consumidores cualificados con contrato bilateral f铆sico, la medici贸n se realizar谩 por cada punto frontera de la unidad de adquisici贸n o consumidor con otras unidades, con transporte o con fronteras internacionales, incrementando esta cantidad en las p茅rdidas derivadas de la red de transporte y distribuci贸n que le correspondan. Los consumidores cualificados deber谩n pagar, as铆 mismo, las p茅rdidas incurridas en la red de distribuci贸n que les correspondan de acuerdo con lo indicado en el Real Decreto 2821/1998, de 23 de diciembre por el que se establece la tarifa el茅ctrica para 1999.

Para los clientes cualificados que adquieran parte de su energ铆a a tarifa, el operador del sistema dar谩 la medida total de su consumo por punto frontera.

a.3) Para los intercambios de agentes del mercado con otros pa铆ses debidamente autorizados, o con agentes externos, el operador del sistema facilitar谩 al operador del mercado la energ铆a programada en cada uno de estos intercambios, que se considerar谩 a todos los efectos como dato de medici贸n y ser谩 posteriormente incrementado en las p茅rdidas que correspondan.

b) Volumen de producci贸n y adquisici贸n de energ铆a que resulte de la aplicaci贸n de mecanismos de gesti贸n de desv铆os y de la prestaci贸n de servicios complementarios tras el programa horario final, desglosado por unidades de producci贸n de adquisici贸n y contratos bilaterales f铆sicos.

Los clientes cualificados que acudan total o parcialmente al mercado y las unidades de producci贸n cuyo consumo/generaci贸n sea objeto de modalidades contractuales entre agentes del mercado, comunicar谩n al operador del mercado directamente o a trav茅s de sus agentes del mercado, cuanta informaci贸n sea necesaria para determinar la medida de la energ铆a afecta a cada uno de estos contratos.

El operador del mercado para calcular el desv铆o determinar谩 la diferencia entre el volumen de energ铆a el茅ctrica obtenido en la medici贸n, incluyendo las p茅rdidas que correspondan en el caso de las unidades de adquisici贸n, y el programa horario a liquidar.

A estos efectos, el operador del mercado agregar谩 los resultados de la medici贸n y del programa horario a liquidar de aquellas unidades de producci贸n que se integren en una misma zona de regulaci贸n, descontando del desv铆o resultante, en tal caso, la cantidad de energ铆a el茅ctrica de regulaci贸n secundaria que dicha zona de regulaci贸n haya aportado efectivamente al sistema.

El operador del sistema calcular谩 horariamente y comunicar谩 al operador del mercado los desv铆os internacionales de regulaci贸n con cada uno de los sistemas, como diferencia entre la suma de los programas y la medici贸n en los puntos frontera con cada uno de ellos.

El operador del mercado repercutir谩 el sobrecoste de la energ铆a asignada en procesos posteriores al programa horario final: servicios complementarios de regulaci贸n secundaria, terciaria y gesti贸n de desv铆os, en proporci贸n al valor absoluto de los desv铆os.

La liquidaci贸n del desv铆o la realizar谩 el operador del mercado asignando a las zonas de regulaci贸n, a los distribuidores, comercializadores, consumidores cualificados y a los titulares de las unidades de producci贸n que no est茅n incluidas en una zona de regulaci贸n que preste servicios complementarios, as铆 como a los titulares de contratos bilaterales f铆sicos, el sobrecoste de los servicios complementarios de regulaci贸n secundaria, terciaria y gesti贸n de desv铆os en proporci贸n al valor absoluto de su desv铆o. El desv铆o se calcular谩 de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

P (i,h) = PD (i,h) + PRD (i,h) + ETCS (i,h) + ETCB (i,h) + PI (i,h) + DC(i,h)

D(i,h) = EMBC (i,h) - (P (i,h) + ESCS (i,h) + ESCB (i,h))

siendo:

P (i,h): Energ铆a del programa horario a liquidar de la unidad de producci贸n no incluida en zona de regulaci贸n, de adquisici贸n, zona de regulaci贸n o contrato bilateral f铆sico i.

PD (i,h): Programa correspondiente a la unidad de producci贸n no incluida en zona de regulaci贸n, de adquisici贸n, zona de regulaci贸n o contrato bilateral f铆sico i en el programa diario viable definitivo PVD.

PRD (i,h): Energ铆a correspondiente a la unidad de producci贸n no incluida en zona de regulaci贸n, de adquisici贸n, zona de regulaci贸n o contrato bilateral f铆sico i en el procedimiento de gesti贸n de desv铆os por la energ铆a aportada en el conjunto de las sesiones.

PI (i,h): Programa correspondiente a la unidad de producci贸n no incluida en zona de regulaci贸n, de adquisici贸n, zona de regulaci贸n o contrato bilateral f铆sico i por el conjunto de sesiones del mercado intradiario en las que se haya negociado la hora h.

DC (i,h): Desv铆o comunicado y resuelto con gesti贸n de desv铆os de la unidad de producci贸n no incluida en zona de regulaci贸n, de adquisici贸n, zona de regulaci贸n o contrato bilateral f铆sico i.

D (i,h): Desv铆o de la unidad de producci贸n no incluida en zona de regulaci贸n, de adquisici贸n, zona de regulaci贸n o contrato bilateral f铆sico i.

EMBC (i,h): Energ铆a medida correspondiente a la unidad de producci贸n no incluida en zona de regulaci贸n, de adquisici贸n, zona de regulaci贸n o contrato bilateral f铆sico i, seg煤n se especifica en los apartados 1.a) y 2) de esta regla.

El operador del mercado agregar谩 los desv铆os comunicados al operador del sistema de aquellas unidades de producci贸n que se integran en una misma zona de regulaci贸n.

Siendo:

siendo:

DABST (h): Suma de los valores absolutos de los desv铆os de cada zona de regulaci贸n, unidad de oferta de adquisici贸n, unidad de producci贸n no incluida en zona de regulaci贸n, y contrato bilateral f铆sico utilizados para el c谩lculo del reparto de los sobrecostes de energ铆a de regulaci贸n secundaria y terciaria.

21.8.3. Valoraci贸n de los derechos de cobro y obligaciones de pago asociados a los desv铆os.

La valoraci贸n de los derechos de cobro y las obligaciones de pago correspondientes a la energ铆a asociada a los desv铆os la efectuar谩 el operador del mercado al precio marginal horario del mercado diario, de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

21.8.3.1. Valoraci贸n a precio marginal diario de las energ铆as aportadas o retiradas del sistema como desv铆os comunicados por los agentes.

Como consecuencia de la rectificaci贸n de la programaci贸n derivada de la declaraci贸n de los desv铆os por parte de los titulares de unidades de producci贸n o de unidades de adquisici贸n, se producir谩n las rectificaciones de las anotaciones en cuenta siguientes:

a) Derechos de cobro

siendo:

DCDC (i,h): Derecho de cobro de la unidad de producci贸n i en la hora h por incremento de producci贸n, o de la unidad de adquisici贸n i por disminuci贸n de adquisiciones.

b) Obligaciones de pago.

siendo:

OPDC(u,h): Obligaci贸n de pago de la unidad de producci贸n i en la hora h por reducci贸n de producci贸n, o de la unidad de adquisici贸n i por incremento de adquisiciones.

21.8.3.2. Valoraci贸n a precio marginal diario de las energ铆as aportadas o retiradas del sistema como desv铆os medidos.

a) Derechos de cobro.

DCPTD (i,h) = D (i,h) * PMH (h)

Si D(i,h)>0

siendo:

DCPTD (i,h): Derecho de cobro de la unidad de producci贸n no incluida en zona de regulaci贸n, unidad de adquisici贸n, zona de regulaci贸n o contrato bilateral f铆sico i en la hora h en la que es acreedor de energ铆a respecto al conjunto programas.

b) Obligaciones de pago.

OPPTD (i,h) = D (i,h) * PMH (h)

Si D(i,h)<0

siendo:

OPPTD (i,h): Obligaci贸n de pago de la unidad de producci贸n no incluida en zona de regulaci贸n, unidad de adquisici贸n, zona de regulaci贸n o contrato bilateral f铆sico i en la hora h en la que es deudor de energ铆a respecto al conjunto programas.

Como el mercado diario e intradiario est谩n cuadrados en energ铆a, se cumple en el conjunto del sistema que: A = B

siendo:

A * PMH(h) = B * PMH(h)

siendo:

DESVG(h): Desv铆os totales de las unidades de producci贸n o zonas de regulaci贸n en la hora h.

DESVD(h): Desv铆os totales de las unidades de adquisici贸n en la hora h.

DESVR(h): Energ铆a de desv铆o internacional de regulaci贸n.

D+(i,h): Desv铆os positivos.

D-(i,h): Desv铆os negativos.

Por lo tanto, valorados todos los desv铆os al precio marginal horario del mercado diario se cumple que el conjunto de obligaciones de pago y derechos de cobro de los desv铆os satisfar铆a, al mismo precio horario marginal, los derechos de cobro y obligaciones de pago de las energ铆as de regulaci贸n secundaria, terciaria y la energ铆a asignada en los procesos de gesti贸n de desv铆os.

La diferencia positiva entre la suma de los desv铆os estimados por el operador del sistema para la hora h en las distintas convocatorias de gesti贸n de desv铆os s, DOS(h,s), y los desv铆os reales DR(h) se calcular谩 de la forma siguiente:

si

entonces

en caso contrario.

DR(h) = 0

21.8.4. Obligaciones de pago por sobrecoste por la energ铆a de programa de gesti贸n de desv铆os aportada al sistema para resoluci贸n de desv铆os.

El sobrecoste respecto al precio marginal horario se calcula de acuerdo con la f贸rmula siguiente:

y se reparte de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

OPSD(i,h) = L(h) * ABS(D(i,h))

siendo:

OPSDC (i,h): Obligaci贸n de pago de la unidad de producci贸n, de adquisici贸n o contrato bilateral f铆sico i por el sobrecoste del procedimiento de gesti贸n de desv铆os en la hora h por el desv铆o comunicado.

OPSD (i,h): Obligaci贸n de pago de la unidad de producci贸n, de adquisici贸n o contrato bilateral f铆sico i por el sobrecoste del procedimiento de gesti贸n de desv铆os en la hora h por el desv铆o medido.

OPSDR (i,h): Obligaci贸n de pago de la unidad de producci贸n, de adquisici贸n o contrato bilateral f铆sico i por el sobrecoste del procedimiento de gesti贸n de desv铆os en la hora h por la diferencia positiva entre el desv铆o estimado por el OS y el desv铆o real.

ER(i,h): Energ铆a en el programa horario a liquidar de la unidad de producci贸n, de adquisici贸n o contrato bilateral f铆sico i.

El sobrecoste tiene dos partes, es decir, el sobrecoste se repercutir谩 en primer lugar, entre las unidades de producci贸n, los distribuidores, comercializadores, consumidores cualificados, as铆 como a los titulares de contratos bilaterales f铆sicos causantes del desv铆o en proporci贸n al valor absoluto del mismo.

En segundo lugar, si el operador del sistema hubiere convocado un desv铆o distinto al declarado, el sobrecoste correspondiente se repercutir谩 en proporci贸n al valor absoluto de los desv铆os de los titulares de unidades de producci贸n o de unidades de adquisici贸n efectivamente desviadas. Si una parte del citado desv铆o distinto al declarado, estimado por el operador del sistema, resultare en una diferencia positiva respecto de los desv铆os reales, el sobrecoste correspondiente a todos los agentes del mercado se repercutir谩 en proporci贸n al 煤ltimo dato de tu energ铆a programada.

21.8.5. Obligaciones de pago por sobrecoste por la energ铆a de programa de gesti贸n de desv铆os retirada del sistema para resoluci贸n de desv铆os.

El sobrecoste respecto al precio marginal horario se calcula de acuerdo con la f贸rmula siguiente:

y se reparte conforme a las f贸rmulas expresadas en el punto 21.8.4.

21.8.6. Obligaci贸n de pago de los sobrecostes por la energ铆a de regulaci贸n secundaria aportada a subir.

El sobrecoste respecto al precio marginal horario se calcula de acuerdo con la f贸rmula siguiente:

SBESCS(j,h) = ESCS(j,h)*(PMH(h) - PTSCS(h))

siendo:

SBESCS(j,h): El sobrecoste de la energ铆a secundaria a subir aportada por la zona j en la hora h.

Y se reparte conforme a la siguiente f贸rmula:

siendo:

OPESCS(i,h): Obligaci贸n de pago por el sobrecoste de la energ铆a secundaria aportada a subir de los sujetos enumerados en el apartado 6) de esta Regla 21.8.

21.8.7. Obligaci贸n de pago por sobrecostes por energ铆a de regulaci贸n secundaria aportada a bajar.

El sobrecoste respecto al precio marginal horario se calcula de acuerdo con la f贸rmula siguiente:

SBESCB (j,h) = ESCB (j,h)*(PMH(h)-PTSCB(h))

siendo:

SBESCB (j,h): El sobrecoste de la energ铆a secundaria a bajar aportada por la zona j en la hora h.

Y se reparte conforme a la siguiente f贸rmula:

siendo:

OPESCB(i,h): Obligaci贸n de pago por el sobrecoste de la energ铆a secundaria aportada a bajar entre los sujetos enumerados en el apartado 6) de esta Regla 21.8.

21.8.8. Obligaciones de pago por sobrecostes de la energ铆a de regulaci贸n terciaria aportada a subir.

El sobrecoste respecto al precio marginal horario se calcula de acuerdo con la f贸rmula siguiente:

SBETCS(j,h) = ETCS(j,h)*(PMH(h)-PTTCS(h))

siendo:

SBETCS(j,h): El sobrecoste de la energ铆a terciaria a subir aportada por la unidad de producci贸n j en la hora h.

Y se reparte conforme a la siguiente f贸rmula:

siendo:

OPETCS(i,h): Obligaci贸n de pago por el sobrecoste de la energ铆a de regulaci贸n terciaria aportada a subir, entre los sujetos enumerados en el apartado 6) de esta Regla 21.8.

21.8.9. Obligaciones de pago por sobrecostes de la energ铆a de regulaci贸n terciaria aportada a bajar.

El sobrecoste respecto al precio marginal horario se calcula de acuerdo con la f贸rmula siguiente:

SBETCB(j,h) = ETCB(j,h)*(PMH(h)-PTTCB(h))

siendo:

SBETCB (j,h): El sobrecoste de la energ铆a terciaria a bajar aportada por la unidad de producci贸n j en la hora h.

Y se reparte conforme a la siguiente f贸rmula:

siendo:

OPETCB(i,h): Obligaci贸n de pago por el sobrecoste de la energ铆a de regulaci贸n terciaria aportada a bajar, entre los sujetos enumerados en el apartado 6) de esta Regla 21.8.

21.9. Procedimiento para situaciones excepcionales respecto del mercado y de emergencia.

En los casos en que por situaciones extraordinarias determinadas por el operador del sistema, 茅ste determine que, para garantizar el suministro de energ铆a el茅ctrica, determinadas unidades de producci贸n modifiquen su programa de funcionamiento, lo comunicar谩 al operador del mercado as铆 como la cantidad de energ铆a el茅ctrica cuya producci贸n se haya asignado a dichas unidades. A estos efectos se considerar谩n situaciones extraordinarias, entre otras, todas aquellas que impliquen una alteraci贸n del funcionamiento normal del mercado de producci贸n, incluso la determinada por la inexistencia de ofertas suficientes, a juicio del operador del sistema, para los procedimientos de operaci贸n del mismo.

El operador del sistema informar谩 al operador del mercado, a efectos de liquidaciones, de las causas y consecuencias de estas situaciones y de los procedimientos en que se hayan producido.

La valoraci贸n de estas energ铆as asignadas por este procedimiento excepcional respecto del mercado, ser谩:

a) Si se trata de un procedimiento de asignaci贸n de banda el precio a aplicar ser谩 el resultante de multiplicar por 1,15 el precio marginal de banda asignado en este procedimiento en las sesiones anteriores a la citada situaci贸n de emergencia o excepcional.

Las obligaciones de pago derivadas de este proceso se repartir谩n de acuerdo a lo expuesto en la regla 21.4.1.b) para las obligaciones de pago derivadas de los costes por la banda de regulaci贸n secundaria.

b) Si se trata de la aplicaci贸n de los procedimientos de asignaci贸n y valoraci贸n de energ铆as de regulaci贸n secundaria y terciaria, el precio a aplicar a la energ铆a ser谩 el resultante de multiplicar por 1,15 cuando se trate de energ铆a a subir o por 0,85 cuando se trate de energ铆a a bajar, al precio marginal correspondiente a las ofertas asignadas por el procedimiento de asignaci贸n de energ铆a de regulaci贸n en las sesiones anteriores.

La obligaci贸n de pago por los sobrecostes respecto al precio marginal se calcular谩 seg煤n lo establecido en las reglas 21.8.4 y 21.8.5 si se trata de energ铆a de regulaci贸n secundaria a subir y bajar respectivamente o en las reglas 21.8.6 y 21.8.7 si se trata de energ铆a de regulaci贸n terciaria.

c) Si el procedimiento de asignaci贸n ha sido gesti贸n de desv铆os se aplicar谩 el precio calculado como el producto de 1,15 si se trata de energ铆a aportada a subir, o de 0,85 si se trata de energ铆a aportada a bajar por el precio marginal correspondiente a las ofertas asignadas en el procedimiento de gesti贸n de desv铆os en sesiones anteriores.

El sobrecoste respecto al precio marginal horario se repercutir谩 seg煤n lo expresado en las reglas 21.8.3, si se trata de energ铆a aportada al sistema y 21.8.4 en el caso de energ铆a retirada del sistema.

En todos los casos, de no existir precio de referencia en las sesiones previas se utilizar谩 el precio correspondiente del mismo d铆a de la semana m谩s pr贸xima en las mismas condiciones de laboralidad.

d) Si la situaci贸n excepcional es distinta a la descrita en los apartados a, b y c anteriores, o bien por soluci贸n de situaciones de alerta el precio a aplicar a las energ铆as a subir o a bajar ser谩 el correspondiente a la oferta respectiva a subir o a bajar para el servicio complementario de regulaci贸n terciaria o en su defecto, la oferta v谩lida aplicable presentada en el mercado diario. En caso de aplicar el precio del mercado diario se har谩 conforme a la Regla 21.3. En ese caso se comparar谩 el importe resultante de aplicar el precio de la oferta compleja a toda la energ铆a redespachada por restricci贸n, con el importe resultante de aplicar el precio de la oferta simple del mercado diario, o de la oferta de terciaria en las horas en que 茅sta exista, o en su defecto 1,15 贸 0,85 el precio marginal del mercado diario, a esa misma energ铆a.

El sobrecoste derivado de esta situaci贸n se repercutir谩 a los titulares de unidades de adquisici贸n, excepto bombeos, y los titulares compradores de contratos bilaterales f铆sicos en proporci贸n a la energ铆a el茅ctrica adquirida en barras de central resultante de la medici贸n.

En el caso de que las unidades de producci贸n o de adquisici贸n incumplan la energ铆a asignada por situaciones excepcionales y de emergencia, se realizar谩n las anotaciones en cuenta an谩logas a las descritas en la regla 21.3.2.

21.10. Garant铆a de potencia.

21.10.1. Sujetos con derecho al cobro por garant铆a de potencia.

Tendr谩n derecho a obtener la retribuci贸n por garant铆a de potencia los titulares de las unidades de producci贸n por las que est茅n obligados a presentar ofertas econ贸micas de venta en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica. Para ello ser谩 necesario que los titulares de las unidades de producci贸n hayan acreditado para las mismas un funcionamiento de 100 horas equivalentes a plena carga durante el 煤ltimo a帽o. La evaluaci贸n de las horas de funcionamiento se revisar谩 trimestralmente a partir de enero de 1998.

No tendr谩n derecho al cobro por garant铆a de potencia los siguientes:

Las importaciones de energ铆a el茅ctrica realizadas por agentes externos que se integran en el mercado de producci贸n.

La energ铆a procedente de instalaciones de producci贸n en r茅gimen especial que se integre en el mercado de producci贸n sin presentaci贸n de ofertas.

La parte de la energ铆a generada vinculada al cumplimiento de un contrato bilateral f铆sico.

21.10.2. Importe a cobrar en concepto de garant铆a de potencia.

La cuant铆a mensual por garant铆a de potencia ser谩 el resultado del producto de 1,3 PTA/kWh por la demanda mensual en barras de central de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

RTGP(m) = 1,3 * DTbc(m)

siendo:

RTGP (m): Retribuci贸n por garant铆a de potencia correspondiente al mes m.

DTbc(m): Demanda del mes m en barras de central que incluya la demanda de energ铆a en el mercado organizado de producci贸n de los clientes finales nacionales elevada a barras de central de acuerdo con lo establecido en la Regla 21.12 y excluidos el autoconsumo de producci贸n, los consumos de bombeo y la producci贸n correspondiente al r茅gimen especial que no acuda al mercado de producci贸n.

La cuant铆a mensual se distribuir谩 en proporci贸n al producto de dos factores:

-El coeficiente de disponibilidad de la unidad de producci贸n.

-La potencia equivalente de la unidad de producci贸n.

Se define como potencia equivalente de una unidad de producci贸n la media entre la potencia instalada y la potencia media de la unidad de producci贸n limitada por la disponibilidad de materias primas.

PEQ(i,m) = 1/2 * [PNET(i) + PMLIM (i,m) ]

PMLIM (i,m): Potencia media de la unidad de producci贸n i limitada por la disponibilidad de materias primas en el mes m.

PEQ (i,m): Potencia equivalente de la unidad de producci贸n i en el mes m.

PNET (i): Potencia neta instalada de la unidad de producci贸n i. En tanto no se establezcan las potencias netas instaladas para instalaciones existentes tal y como se establece en la Orden Ministerial de 17 de diciembre de 1998 por la que se modifica la Orden Ministerial de 29 de diciembre de 1997 se seguir谩 utilizando el valor vigente a 31 de diciembre de 1997, con las modificaciones aprobadas mediante Resoluci贸n por la Direcci贸n General de la Energ铆a.

PEQ (i,m) PNET (i)

En el caso de una unidad de producci贸n asignada a un contrato bilateral f铆sico ser谩:

P'EQ (i,m) = PEQ (i,m) * Cbl(i,m)

con

donde:

P'EQ (i,m): Potencia equivalente de la unidad de producci贸n i en el mes m, afecta a un contrato bilateral f铆sico.

Cbl(i,m): Coeficiente reductor de la potencia equivalente de la unidad de producci贸n i debido a la energ铆a vinculada a contratos bilaterales f铆sicos en el mes m. En el caso de que este coeficiente resulte ser menor que cero, tomar谩 el valor cero.

h(m): N煤mero de horas del mes m.

PBL (i,h,m): Potencia de la unidad de producci贸n i asignada a un contrato bilateral f铆sico en la hora h del mes m.

El c谩lculo de los dos factores mencionados anteriormente lo determinar谩 el operador del mercado de acuerdo con la formulaci贸n siguiente:

Coeficiente de disponibilidad:

a) Grupos T茅rmicos:

Si Cd (i,m)< 0, entonces Cd (i,m) = 0

siendo:

Cd (i,m): Coeficiente de disponibilidad del grupo t茅rmico i en el mes m.

PNETD (i,h,m): Potencia disponible neta del grupo i, la hora h, del mes m.

PNETD(i,h,m) = PNET (i) - Pind (i,h,m) * k (i,h,m)

Pind (i,h,m): Potencia indisponible del grupo i en la hora h del mes m.

k(i,h,m): Coeficiente de penalizaci贸n de la indisponibilidad del grupo i en la hora h del mes m.

k(i,h,m) = 1 En aquellas horas en las que el grupo 1 est谩 indisponible total o parcialmente y no tiene programa horario de funcionamiento asignado.

k(i,h,m) = 1,1 En aquellas horas en las que el grupo i est谩 indisponible total o parcialmente y tiene programa horario de funcionamiento que no ha sido establecido para resolver restricciones t茅cnicas del sistema.

k (i,h,m) = 1,2 En aquellas horas en las que el grupo i est谩 indisponible total o parcialmente y tiene programa horario de funcionamiento que ha sido establecido para resolver restricciones t茅cnicas del sistema.

b) Grupos hidr谩ulicos y de bombeo:

Par a los grupos hidr谩ulicos y de bombeo este valor ser谩 uno.

Potencia media limitada por indisponibilidad de materias primas.

a) Centrales t茅rmicas:

PMLIM (i,m) = PNET (i) - Restricciones f铆sicas de abastecimiento.

b) Centrales de bombeo puro:

PMLIM (i,m) = PITUR (i) * 0,35 * Cr (i,m)

PITUR (i): Potencia instalada en turbinaci贸n en el grupo de bombeo i.

Cr(i,m): Coeficiente reductor en el mes m de la unidad de producci贸n i de bombeo puro.

Cr(i,d,m): Ser谩 igual a 1, siempre que en cualquiera de las cuatro primeras horas del d铆a posteriores a las del per铆odo 6 definidas en el Anexo V del Real Decreto 2821/1998 el vaso superior se encuentre con un volumen de agua embalsada mayor o igual al 75% de su volumen 煤til de almacenamiento o pueda funcionar durante 12 horas seguidas a plena carga. En los casos en los que no se cumpla ninguna de las condiciones anteriores, Cr,(i,d,m) se calcular谩 como el cociente entre el valor porcentual m谩ximo de llenado de cualquiera de las 4 primeras horas del d铆a posterior a las del per铆odo 6 definidas en el anexo V del Real Decreto 2821/1998 o normativa que lo sustituya y el 75% de su volumen 煤til de almacenamiento. En los d铆as en que el per铆odo 6 abarque todas las d铆a Cr(i,d,m) se calcular谩 como el cociente entre el valor porcentual m谩ximo de llenado alcanzado en cualquier hora del d铆a y el 75% de su volumen 煤til de almacenamiento, siendo igual a 1 en el caso de que en alguna hora se supere el 75% de llenado del embalse superior respecto a su volumen 煤til, o pueda funcionar durante 12 horas seguidas a plena carga.

d(m): N煤mero de d铆as del mes m.

c) Centrales de bombeo mixto:

PMLIM(i,m) = PITUR(i) * 0,35 + PMLIMN(i,m)

PITUR (i): Potencia instalada en turbinaci贸n en el grupo de bombeo mixto i.

PRDBN(i,m,j): Producci贸n neta del grupo de bombeo mixto i con aportaciones naturales en el mes m del a帽o j de los 煤ltimos 5 a帽os naturales.

d) Centrales hidr谩ulicas:

PROB (i,m,j): Producci贸n neta del mes m en el a帽o j de los 煤ltimos 5 a帽os naturales de la central hidr谩ulica i.

Reparto mensual de los ingresos por garant铆a de potencia.

La energ铆a procedente del contrato de importaci贸n con EDF tendr谩 un derecho de cobro por la energ铆a importada el mes m que se calcular谩 de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

IGPIMP(m) = EIMP(m) * 1,3

siendo:

IGPIMP(m): Derecho de cobro por garant铆a de potencia correspondiente a la energ铆a importada procedente del contrato de importaci贸n con EDF el mes m.

EIMP(m): Energ铆a procedente de los contratos de importaci贸n suscritos por Red El茅ctrica de Espa帽a, en el mes m.

Para el resto de los pagos:

Con:

CRGP (i,m) = Cd (i,m) * PEQ (i,m)

siendo:

IGP (i,m): ingreso por garant铆a de potencia del grupo i el mes m.

CRGP (i,m): Coeficiente de reparto del grupo i el mes m.

Para los grupos de nueva instalaci贸n la remuneraci贸n por garant铆a de potencia se aplicar谩 una vez comience su producci贸n comercial, no si茅ndole exigible el requisito de funcionamiento de cien horas equivalentes a plena carga durante el 煤ltimo a帽o.

Durante el primer a帽o su coeficiente de disponibilidad ser谩 el coeficiente medio de disponibilidad aplicado a las unidades de producci贸n de igual tecnolog铆a.

En el caso en que por no existir una central de igual tecnolog铆a en Espa帽a no se pueda determinar el coeficiente medio indicado en el p谩rrafo anterior, la Direcci贸n General de la Energ铆a establecer谩 el citado coeficiente a partir de referencias conocidas en sistemas exteriores.

21.10.3. Sujetos obligados al pago por la garant铆a de potencia.

Estar谩n obligados al pago por garant铆a de potencia todos los distribuidores, comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos por la energ铆a que adquieran en el mercado de producci贸n.

No estar谩n obligados al pago por garant铆a de potencia los sujetos que adquieran energ铆a vinculada a un contrato bilateral f铆sico, ni los productores por la energ铆a correspondiente al autoconsumo de producci贸n y al consumo de bombeo.

El operador del mercado imputar谩 mensualmente el pago a los compradores relacionados en el primer p谩rrafo de este apartado de acuerdo con los siguientes criterios:

-Los comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos que adquieran su energ铆a en el mercado de producci贸n a un precio unitario fijo establecido para cada uno de los per铆odos horarios que se definen posteriormente.

-Los distribuidores pagar谩n el resto del monto mensual no pagado por los agentes citados en el p谩rrafo anterior en proporci贸n a su demanda de energ铆a adquirida en el mercado de producci贸n elevada a barras de central en el mes correspondiente.

21.10.3.1. Pago por garant铆a de potencia del comercializador para su venta a consumidores cualificados o para la exportaci贸n, consumidor cualificado o agente externo que adquieran su energ铆a en el mercado de producci贸n.

Ser谩 la suma de los t茅rminos mensuales de cada per铆odo tarifario tal como se definen m谩s adelante que resultan de multiplicar la demanda de energ铆a elevada a barras de central adquirida en el mercado de producci贸n por el precio unitario de la garant铆a de potencia, tal como se detalla en la siguiente f贸rmula:

Siendo:

PGP(c,m): Pago por garant铆a de potencia del comercializador, consumidor cualificado o agente externo c en el mes m por la energ铆a adquirida en el mercado de producci贸n.

Dbc(c,m)i: Demanda de energ铆a elevada a barras de central adquirida en el mercado de producci贸n por el comercializador para su venta a consumidores cualificados o para la exportaci贸n, consumidor cualificado o agente externo en el mes m y en el per铆odo tarifario i.

X(i): Precio unitario por garant铆a de potencia que para cada per铆odo tarifario i, toma los siguientes valores:

VALORES DE Xi EN PTA/kWh

PERIODO 1 X1 = 1,3

PERIODO 2 X2 = 0,6

PERIODO 3 X3 = 0,4

PERIODO 4 X4 = 0,3

PERIODO 5 X5 = 0,3

PERIODO 6 X6 = 0,0

Los per铆odos tarifarios i, ser谩n los definidos para establecer los porcentajes de p茅rdidas establecidos en el Anexo V del Real Decreto 2821/1998, de 23 de diciembre, por el que se establece la tarifa el茅ctrica para 1999, o normativa que lo sustituya.

21.10.3.2. Pago por garant铆a de potencia de los distribuidores.

El pago mensual por garant铆a de potencia de cada distribuidor ser谩 el producto de la energ铆a elevada a barras de central adquirida en el mercado de producci贸n durante el mes por su precio unitario, de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

PGP (d,m) = Y x Dbc (d,m)

Donde:

PGP (d,m) = Pago por garant铆a de potencia del distribuidor d en el mes m por la energ铆a adquirida en el mercado de producci贸n.

Dbc (d,m) = Demanda de energ铆a elevada a barras de central adquirida en el mercado de producci贸n por el distribuidor d en el mes m.

Y = Precio unitario Y del pago por garant铆a de potencia. Se calcula como relaci贸n entre el cobro total por garant铆a de potencia en el mes, descontados los pagos realizados por este concepto por los comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos durante el mismo per铆odo y la demanda elevada a barras de central adquirida en el mercado de producci贸n, definida de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

Donde:

RTGP (m) = Cobro total por garant铆a de potencia correspondiente al mes m.

Suma de los pagos por garant铆a de potencia de todos los comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos, n, en el mes m.

La suma de las demandas de energ铆a elevada a barras de central y adquiridas en el mercado producci贸n por el conjunto de los 帽 distribuidores, en el mes m.

21.11. Medici贸n.

La medici贸n entre instalaciones correspondientes a las actividades que integran el suministro de energ铆a el茅ctrica se efectuar谩 de acuerdo con el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, de Puntos de Medida y los procedimientos transitorios de medida que apruebe el Ministerio de Industria y Energ铆a.

Ser谩 objeto de medici贸n toda la energ铆a el茅ctrica intercambiada en los puntos de conexi贸n entre dos instalaciones correspondientes a actividades diferentes de las que integran el suministro de energ铆a el茅ctrica y en los puntos de conexi贸n entre las instalaciones de distribuci贸n.

Se entiende por punto de medida el lugar concreto de la red el茅ctrica donde se ubica el equipo de medida.

La energ铆a el茅ctrica intercambiada en un punto de conexi贸n podr谩 ser objeto de medici贸n por un equipo de medida utilizado en dicho punto de conexi贸n o estimada por varios equipos de medida.

El operador del sistema, de acuerdo con las Normas y Procedimientos de Operaci贸n del Sistema en vigor, recibir谩 los valores horarios correspondientes a cada punto de medida y a cada punto de interconexi贸n de los agentes del Sistema.

El operador del sistema enviar谩 las medidas de los puntos frontera entre actividades al operador del mercado, una vez verificadas y comprobadas. Har谩 indicaci贸n expresa de las unidades de producci贸n o adquisici贸n (incluyendo las instrumentales) que se relacionan con el punto frontera.

Estos valores podr谩n tener car谩cter definitivo o provisional.

21.11.1. C谩lculo de la energ铆a el茅ctrica producida entregada a la red de transporte

En cada frontera de producci贸n el volumen de la energ铆a el茅ctrica horaria entregada ser谩 calculado por el operador del sistema de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

siendo:

G (i,j) = Energ铆a el茅ctrica vertida por la unidad de producci贸n i en el nudo j.

Ck: Par谩metro correspondiente al equipo de medida k.

eh (i,j,k): Energ铆a horaria correspondiente a la unidad de producci贸n i en el nudo j y al equipo de medida k.

En cada nudo j el conjunto de energ铆as vertidas a la red ser谩:

siendo:

GN (j): La energ铆a el茅ctrica entregada en el nudo j.

Igualmente:

siendo:

GT (i,j): Entregas de la unidad de producci贸n i a la red de transporte en el nudo j.

GD (i,j): Entregas de la unidad de producci贸n i a la red de distribuci贸n en el nudo j.

Se consideran producci贸n las tomas de energ铆a el茅ctrica procedentes de las importaciones.

21.11.2. C谩lculo de la energ铆a el茅ctrica recibida de la red de transporte.

En las fronteras con la actividad de distribuci贸n o clientes el volumen de la energ铆a el茅ctrica horaria recibida ser谩 calculado de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

siendo:

D (i,j): Energ铆a el茅ctrica demandada recibida por la unidad de adquisici贸n i en el nudo j.

eh (i,j,k): Energ铆a el茅ctrica horaria recibida por la unidad de adquisici贸n i en el nudo j en el equipo de medida k.

El conjunto de las energ铆as recibidas en el nudo j ser谩:

Si una serie de valores fuere provisional el operador del sistema lo indicar谩 al operador del mercado que lo har谩 constar en la liquidaci贸n mensual correspondiente.

21.12. P茅rdidas.

El operador del sistema realizar谩 la asignaci贸n y determinaci贸n de las p茅rdidas en la red de transporte tras calcular horariamente las mismas y los coeficientes de p茅rdidas en los nudos de la red de transporte.

El c谩lculo de las p茅rdidas incurridas en la red de transporte lo har谩 el operador del sistema por la diferencia entre el volumen de energ铆a el茅ctrica inyectada en la red de transporte en los puntos de conexi贸n de los generadores, las interconexiones internacionales y la distribuci贸n con la red de transporte y el volumen de energ铆a el茅ctrica tomada en los puntos de conexi贸n de la red de transporte con los distribuidores, generadores, intercambios internacionales, comercializadores y, en su caso, consumidores cualificados y compradores afectos a contratos bilaterales f铆sicos.

Las p茅rdidas de la red de transporte se asignar谩n a todos los consumidores y, por lo tanto, deben asignarse, tambi茅n, a los clientes con capacidad de elecci贸n y a los contratos bilaterales f铆sicos.

Las p茅rdidas de los comercializadores y consumidores cualificados y contratos bilaterales f铆sicos se calcular谩n seg煤n el Real Decreto 2821/1998, de 23 de diciembre, por el que se establece la tarifa el茅ctrica para 1999.

Las p茅rdidas de la red de transporte, a efectos de liquidaci贸n ser谩n:

siendo:

P: P茅rdidas de la red de transporte, descontadas las que corresponden a los consumidores cualificados conectados directamente a la red de transporte.

G: Generaci贸n entregada en la red de transporte.

D: Demanda tomada de la red de transporte por la distribuci贸n.

TC(i): Consumo del consumidor cualificado i efectuado directamente desde la red de transporte.

K(i): Coeficiente de p茅rdidas correspondiente al nivel de tensi贸n y per铆odo horario del consumidor cualificado i.

Los valores de la energ铆a medida a los distribuidores en las barras de subestaci贸n traspasados a barras de central se calcular谩n de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

D'(i,j) = D (i,j) * (1 + P/D)

La energ铆a realmente adquirida por el distribuidor y a liquidar por el operador del mercado ser谩:

siendo:

DD(i): Demanda a liquidar al distribuidor i.

DCC(i,j): Demanda del cliente cualificado j en la zona del distribuidor i.

K(j): Coeficiente de p茅rdidas correspondiente al nivel de tensi贸n y per铆odo horario del consumidor cualificado j.

El operador del sistema comunicar谩 al operador del mercado los resultados de la asignaci贸n y determinaci贸n de las p茅rdidas en la red de transporte calculadas de acuerdo con lo establecido en la presente cl谩usula a los efectos de su inclusi贸n en la liquidaci贸n.

21.13. Contratos internacionales suscritos por red el茅ctrica de Espa帽a, SA.

21.13.1. Contratos vigentes.

Red El茅ctrica de Espa帽a, SA generar谩 por los intercambios internacionales de importaci贸n asociados a los contratos a los que se refiere el apartado 3潞 de la disposici贸n transitoria novena de la Ley 54/1997 unos derechos de cobro que calcular谩 el operador del mercado de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

DCUO (ui,h) = E (ui,h) * PFVE (h)

siendo:

DCUO(ui,h): Derecho de cobro por la energ铆a importada de la unidad de oferta ui en la hora h.

E(ui,h): Energ铆a de la unidad de oferta de importaci贸n ui en la hora h.

PFVE (h): Precio final de venta en el mercado de producci贸n en la hora h.

Red El茅ctrica de Espa帽a, SA estar谩 obligada a satisfacer por las ofertas de adquisici贸n de energ铆a el茅ctrica para exportaci贸n que realice como consecuencia de los contratos referidos en el apartado anterior, los pagos que calcular谩 el operador del mercado de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

OPUO (ua,h) = E(ua,h) * PFCE (h)

siendo:

OPUO(ua,h): La obligaci贸n de pago por la unidad de oferta de exportaci贸n ua en la hora h.

E(ua,h): Energ铆a de la unidad de oferta de exportaci贸n ua en la hora h.

PFCE (h): Precio final de compra en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica en la hora h.

El operador del mercado liquidar谩 mensualmente a cada distribuidor una cantidad L (i,m) calculada del siguiente modo:

L(m) = SI (m) - CCs (m) + CCe (m)

CCs(m) = CCsf (m) + CCsv (m)

CCe(m) = CCef (m) + CCev (m)

siendo:

L (i,m): Liquidaci贸n correspondiente al distribuidor i el mes m.

VD (i,m): Valor de las compras de energ铆a el茅ctrica del distribuidor i el mes m.

SI (m): Saldo econ贸mico de los intercambios internacionales de los contratos de Red El茅ctrica obtenido en el mercado de producci贸n.

Ei (m,h): Energ铆a el茅ctrica final importada en la hora h del mes m.

Ee (m,h): Energ铆a el茅ctrica final exportada en la hora h del mes m.

CCs (m): Coste para Red El茅ctrica del contrato de importaci贸n el mes m.

CCe (m): Coste para Red El茅ctrica del contrato de exportaci贸n el mes m.

CCsf (m): Coste fijo del contrato de importaci贸n del mes m.

CCsv (m): Coste variable del contrato de importaci贸n del mes m.

CCef (m) Coste fijo del contrato de exportaci贸n del mes m.

CCev (m) Coste variable del contrato de exportaci贸n del mes m.

21.13.2. Desv铆os de regulaci贸n e intercambios de apoyo.

El operador del mercado llevar谩 una cuenta de compensaci贸n de la energ铆a el茅ctrica valorada al precio marginal horario del mercado diario, de los desv铆os de regulaci贸n entre sistemas y de los intercambios de apoyo entre sistemas.

La liquidaci贸n de dichas cuentas, que efectuar谩 mensualmente, se realizar谩 de la misma forma que los super谩vit o d茅ficit correspondientes a los contratos de Red El茅ctrica de Espa帽a, SA.

21.14. Liquidaciones.

21.14.1. Liquidaci贸n diaria.

Dentro de los tres d铆as siguientes al d铆a posterior al de celebraci贸n de la sesi贸n de contrataci贸n, el operador del mercado pondr谩 a disposici贸n de los agentes del mercado en los sistemas de informaci贸n de 茅ste la liquidaci贸n correspondiente a dicho horizonte diario de programaci贸n, con distinci贸n de cada per铆odo horario de programaci贸n, as铆 como la informaci贸n sobre los derechos de cobro y obligaciones de pago derivados de la misma.

Tal liquidaci贸n se realizar谩 de acuerdo con las normas recogidas en la presente Regla 21 y siempre que se hayan recibido las informaciones necesarias para ello.

Esta liquidaci贸n tendr谩 siempre car谩cter provisional.

21.14.2. Liquidaci贸n mensual.

El operador del mercado practicar谩 una liquidaci贸n con car谩cter mensual sobre la base de las liquidaciones diarias.

Las liquidaciones mensuales del conjunto del mercado podr谩n ser provisionales o definitivas.

Se denomina liquidaci贸n provisional para un per铆odo de liquidaci贸n a aquella obtenida antes de haber finalizado 茅ste, o bien, habiendo finalizado, si el operador del mercado no dispusiese de toda la informaci贸n necesaria para permitir otorgar el car谩cter de definitiva a la misma o existiesen reclamaciones pendientes de resoluci贸n. Los motivos que configuran la provisionalidad de una liquidaci贸n son:

a) La realizaci贸n de mediciones con car谩cter provisional.

b) La existencia de reclamaciones pendientes respecto del desarrollo de alguna sesi贸n de contrataci贸n del mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica.

c) La existencia de reclamaciones pendientes respecto de la liquidaci贸n.

d) La aparici贸n, a posteriori, de valores err贸neos en una liquidaci贸n 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 liquidaci贸n.

Expresamente, se har谩 constar la causa o causas que determinen la provisionalidad.

La liquidaci贸n mensual se considerar谩 definitiva salvo que concurra alguno de los motivos a que se refieren los p谩rrafos anteriores, en cuyo caso la liquidaci贸n ser谩 provisional. En todo caso, los cobros y pagos que correspondan a los agentes del mercado de acuerdo con la liquidaci贸n mensual se considerar谩n a cuenta de la liquidaci贸n definitiva.

21.14.3. Solicitud de liquidaci贸n definitiva.

Durante el per铆odo de instalaci贸n del sistema de medidas SIMEL y mientras no se disponga en las fechas previstas de las medidas necesarias para elaborar una liquidaci贸n definitiva de cada mes para el conjunto del mercado, los agentes podr谩n solicitar la liquidaci贸n definitiva de sus transacciones en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica, si cumplen los requisitos siguientes:

-Disponer de los equipos de medidas instalados de acuerdo con el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tr谩nsitos de Energ铆a El茅ctrica y en las condiciones de operaci贸n establecidas en dicho Real Decreto y comunicar al operador del sistema los inventarios del equipo.

-Facilitar al operador del sistema medidas definitivas de cada una de las horas del mes en todos los puntos de medida que le afecten.

-Solicitarlo previamente al operador del mercado indicando el per铆odo m谩ximo que desea que transcurra desde la finalizaci贸n del mes hasta la realizaci贸n de la liquidaci贸n no antes de la segunda fecha de pagos y cobros. Los pagos y cobros correspondientes se realizar谩n el mismo d铆a que la liquidaci贸n mensual ordinaria m谩s pr贸xima.

-Aceptar de los resultados de la liquidaci贸n sin posibilidad de una reliquidaci贸n posterior, salvo que posteriormente se detecte que incumple el Real Decreto de Medidas.

-La liquidaci贸n as铆 realizada, si se comprueba a posteriori que los equipos de medidas del agente no cumplen las caracter铆sticas t茅cnicas establecidas en el Real Decreto citado, se ver谩 afectada por las correcciones que procedan.

-Sin perjuicio de lo anterior, si el operador del mercado tiene toda la informaci贸n necesaria para efectuar una liquidaci贸n con car谩cter de definitiva, o si todos los agentes han solicitado liquidaci贸n definitiva, aun sin disponer de los equipos de medida, el operador del mercado realizar谩 la asignaci贸n del sobrecoste de los desv铆os conforme a la Regla 21.8.

El operador del mercado para el c谩lculo de dichas liquidaciones considerar谩 los siguientes valores:

-La liquidaci贸n se realizar谩 con los 煤ltimos valores disponibles a la fecha solicitada de liquidaci贸n.

-Las p茅rdidas consideradas por los comercializadores, clientes cualificados, y compradores de contratos bilaterales f铆sicos ser谩n las est谩ndar vigentes en cada momento y de aplicaci贸n para los agentes en funci贸n de su actividad, tensi贸n y cuantos par谩metros sean utilizables en su determinaci贸n.

En el caso de distribuidores las p茅rdidas a aplicar ser谩n: las obtenidas de las medidas, donde existan, en su defecto las del estimador de estado del operador del sistema donde sea posible y en 煤ltimo lugar, caso de no estar disponibles las anteriores, las est谩ndar vigentes aplicables.

-El pago por sobrecostes correspondientes a los desv铆os medidos se har谩 valorando el desv铆o al 10% del precio marginal horario del mercado diario.

-Los sobrecostes por restricciones en el PVP y por situaciones de alerta en tiempo real se valorar谩n, en ausencia de medidas definitivas para su c谩lculo, con los valores de la programaci贸n.

-Cualesquiera excedente o d茅ficit que se produzca como resultado de reliquidaciones posteriores, ser谩 imputado al resto de los agentes en el momento en el que les sean realizadas dichas reliquidaciones.

21.14.4. Env铆o de informaci贸n a los agentes del mercado.

El operador del mercado enviar谩 a cada uno de los agentes la informaci贸n completa de cada una de sus transacciones realizadas en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica indicando, para cada una de ellas, los siguientes conceptos:

-Mercado o proceso correspondiente.

-Unidad de producci贸n, adquisici贸n o contrato bilateral f铆sico.

-Cantidad.

-Precio unitario.

-Derecho de cobro u obligaci贸n de pago correspondiente.

-Total de derechos de cobro u obligaciones de pago acumulados por mercado o proceso correspondiente.

-Pagos y cobros finales totales.

-Coste horario de las restricciones en el PVP.

-Coste horario de la soluci贸n de las situaciones de alerta en tiempo real.

-Precio de la gesti贸n de desv铆o a subir y a bajar y energ铆as a subir y a bajar.

-Total de desv铆os declarados por hora.

-Total de desv铆os gestionados por el operador del sistema cada hora.

-Informaci贸n sobre disponibilidades de los grupos t茅rmicos necesaria para el c谩lculo de la garant铆a de potencia.

El operador del mercado enviar谩 a todos los agentes del mercado la informaci贸n agregada imprescindible para la comprobaci贸n de su liquidaci贸n. Entre ella se incluir谩, al menos, la siguiente:

-Base de reparto de cada sobrecoste y de los derechos de cobro y obligaciones de pago por garant铆a de potencia.

-Importe total de cada sobrecoste.

-Total de la energ铆a de regulaci贸n secundaria a subir utilizada en la hora.

-Total de la energ铆a de regulaci贸n secundaria a bajar utilizada en la hora.

-Total de la energ铆a de regulaci贸n terciaria a subir asignada en la hora.

-Total de la energ铆a de regulaci贸n terciaria a bajar asignada en la hora.

-Total en valor absoluto de los desv铆os medidos en cada hora.

-Demanda para garant铆a de potencia.

-Contrato de Red El茅ctrica de Espa帽a.

21.14.5. Confidencialidad.

La informaci贸n correspondiente a la liquidaci贸n del mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica de un agente se considerar谩 confidencial para el resto de los agentes.

Todos los agentes del mercado tendr谩n acceso a la informaci贸n agregada referida en la regla 21.14.4.

Los agentes del mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica s贸lo tendr谩n acceso a la informaci贸n de otros agentes si 茅sta est谩 de forma agregada.

El operador del mercado pondr谩 a disposici贸n de los agentes del mercado el conjunto de la informaci贸n, simult谩neamente, a la puesta a disposici贸n de 茅stos de las liquidaciones que se realizan de forma diaria.

Un agente del mercado podr谩 solicitar al operador del mercado la consulta de la informaci贸n desagregada de cualquier agente en caso de reclamaci贸n relativa a una liquidaci贸n que le afecta.

21.15. Resoluci贸n de incidencias.

Una vez el operador del mercado haya emitido la liquidaci贸n diaria o mensual, los agentes del mercado dispondr谩n de tres d铆as h谩biles para efectuar las reclamaciones referidas a dicha liquidaci贸n que estimen oportunas.

El operador del mercado dispondr谩 de tres d铆as h谩biles para resolver las reclamaciones presentadas.

21.15.1. Liquidaci贸n diaria.

Durante cada per铆odo mensual el operador del mercado realizar谩 liquidaciones diarias consecuencia de las informaciones recibidas del operador del sistema y del propio operador del mercado.

Dichas liquidaciones diarias podr谩n modificarse para incluir nuevas informaciones o modificaciones de las anteriormente consideradas a iniciativa de los operadores del sistema y del mercado, o de los agentes del mercado una vez aceptadas por el operador que corresponda.

-Programas

Dentro de los dos d铆as h谩biles posteriores al de puesta a disposici贸n de los agentes de los programas, 茅stos podr谩n manifestar sus discrepancias al operador del sistema respecto de aquellos programas en los que est茅n en desacuerdo, enviando copia al operador del mercado.

Si el operador del mercado detecta, en los ficheros recibidos del operador del sistema o del propio operador del mercado, que existe alguna informaci贸n no correcta, lo har谩 constar en la liquidaci贸n para informaci贸n de los agentes y del operador del sistema y del mercado.

El operador del sistema acordar谩 lo que estime oportuno en el plazo de dos d铆as h谩biles enviando comunicaci贸n al agente correspondiente y al operador del mercado.

El operador del mercado dentro de los tres d铆as h谩biles posteriores a cada d铆a elaborar谩 la liquidaci贸n correspondiente a dicho d铆a, reiterando las de los anteriores del mismo mes, incluso rectific谩ndolas, seg煤n lo establecido anteriormente.

En el plazo de tres d铆as h谩biles siguientes a la comunicaci贸n de la liquidaci贸n diaria, los agentes efectuar谩n las reclamaciones que consideren oportunas respecto de la liquidaci贸n de dicho d铆a, as铆 como de los anteriores del mismo mes que hayan sido modificadas y cuya modificaci贸n sea la primera vez que se comunica.

En aquellos casos en que la reclamaci贸n se refiera a un error de programa, el operador del mercado la enviar谩 al operador del sistema para su informe quien dispondr谩 de dos d铆as h谩biles para entregarlo al operador del mercado.

El operador del mercado comunicar谩 la resoluci贸n correspondiente, de acuerdo con el informe del operador del sistema, en lo que corresponda, en el plazo de tres d铆as h谩biles.

-Medidas

Las liquidaciones efectuadas por el operador del mercado incluir谩n las medidas de energ铆a el茅ctrica recibida del operador del sistema, tal como se establece en la regla 21.11.

Si el agente no est谩 conforme con la informaci贸n de medidas utilizadas en el c谩lculo de las liquidaciones deber谩 efectuar la correspondiente reclamaci贸n al operador del mercado indicando la causa de la misma, en el plazo de tres d铆as h谩biles, a contar desde la comunicaci贸n de la liquidaci贸n.

El operador del mercado considerar谩 la causa de la reclamaci贸n. Si 茅sta se basa en la informaci贸n procedente del operador del sistema, le transmitir谩 la reclamaci贸n para que emita un informe en el plazo de dos d铆as h谩biles.

El operador del mercado enviar谩 la resoluci贸n correspondiente en el plazo de tres d铆as h谩biles.

Si el operador del mercado no hubiere recibido las medidas correspondientes en el momento de emitir las liquidaciones realizar谩 茅stas teniendo en cuenta, exclusivamente, los programas establecidos y considerando que su cumplimiento se ha realizado estrictamente.

21.15.2. Liquidaci贸n mensual.

El operador del mercado elaborar谩 dentro del plazo de tres d铆as h谩biles siguientes al 煤ltimo d铆a de cada mes, la liquidaci贸n mensual correspondiente.

Los agentes del mercado dispondr谩n de tres d铆as h谩biles, a contar desde el siguiente al de la comunicaci贸n de la liquidaci贸n, para efectuar las reclamaciones que consideren convenientes a las liquidaciones de todos los d铆as del mes.

El operador del mercado resolver谩 en el plazo de tres d铆as h谩biles.

Si, en raz贸n del plazo establecido en estas Reglas para efectuar la liquidaci贸n mensual, en relaci贸n con los mencionados en materia de reclamaciones, 茅stas estuvieran pendientes de resolverse, dicha liquidaci贸n mensual tendr谩 car谩cter provisional.

En el caso de que el agente del mercado no resultare conforme con la resoluci贸n adoptada por el operador del mercado sobre la reclamaci贸n presentada, se estar谩 a lo establecido en la disposici贸n transitoria octava del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci贸n el茅ctrica.

En tal caso y de acuerdo con lo establecido en la Regla 21.14.2, la liquidaci贸n efectuada se mantendr谩, con car谩cter provisional, hasta la resoluci贸n firme de la reclamaci贸n.

CAPITULO V

Sistema de cargos, abonos y garant铆as

Regla 22陋 Procedimiento.

22.1. Liquidaci贸n y notas de abono y cargo.

El operador del mercado, tras realizar la liquidaci贸n mensual a que se refiere la Regla 21.14, comunicar谩 a los agentes del mercado que hubieren actuado como compradores o vendedores, por cualquier medio que deje constancia del contenido de la comunicaci贸n y de su recepci贸n, las notas de cargo y abono provisionales para los pagos y cobros que respectivamente les corresponda realizar o percibir en cada per铆odo mensual de liquidaci贸n. El operador del mercado girar谩 las citadas notas de cargo y abono al menos tres d铆as antes de la fecha de cargos y abonos.

Junto a la nota de cargo y abono se incluir谩n todos los derechos y obligaciones del mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica referidas a las unidades de producci贸n y de adquisici贸n.

No existiendo reclamaciones de las referidas en la Regla 21.15 resueltas las presentadas o, expirando el plazo establecido en dicha Regla 21.15 el operador del mercado girar谩 notas de cargo y abono definitivas.

En raz贸n de lo establecido en la disposici贸n transitoria primera de la Ley 54/1997 de 27 de noviembre, y mientras no se configuren de modo completo y as铆 sea comunicado por el Ministerio de Industria y Energ铆a al operador del mercado los registros administrativos de los diferentes sujetos que desarrollan actividades el茅ctricas, las liquidaciones y notas de cargo y abono, mencionadas en el p谩rrafo anterior, se har谩n considerando los subsistemas y empresas productoras recogidas en la resoluci贸n de la Direcci贸n General de la Energ铆a de 6 de febrero de 1990 y normas de actualizaci贸n.

22.2. Caracter铆sticas de las notas de cargos o abonos.

22.2.1. El operador del mercado enviar谩 a los agentes del mercado su correspondiente nota de cargo o abono en la que se har谩 constar, en su caso, lo siguiente:

-Per铆odo mensual de liquidaci贸n.

-Energ铆a adquirida como comprador.

-Precio final de la energ铆a adquirida, art铆culo 23 Real Decreto 2019/1997.

-Cuota de la moratoria nuclear a la que se refiere el art铆culo 6.3, p谩rrafo segundo del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre.

-Cuota repercutida del Impuesto sobre la Electricidad, art铆culo 64 bis, A).6 de la Ley 38/1992, de 28 de diciembre, de Impuestos Especiales.

-Impuesto sobre el Valor A帽adido (IVA) a aplicar a las operaciones de compra realizadas por el agente del mercado.

-Energ铆a vendida como vendedor.

-Precio final de la energ铆a vendida, art铆culo 23 Real Decreto 2019/1997.

-Impuesto sobre el Valor A帽adido (IVA) a considerar en las operaciones de venta realizadas por el agente del mercado.

-Abono o ingreso correspondiente al agente del mercado.

-Fecha y hora l铆mite de pago.

-Cuenta del operador del mercado en la que se deber谩 efectuar el pago.

-Cuenta del agente del mercado en la que el operador del mercado efectuar谩 el pago.

-A efectos de liquidaciones de las actividades reguladas el coste imputado por la energ铆a adquirida en el mercado a efectos de lo dispuesto en el Real Decreto 2017/1997, de liquidaciones para los distribuidores.

22.2.2. El operador del mercado informar谩 a la Comisi贸n Nacional del Sistema El茅ctrico a los efectos de sus funciones de informaci贸n, asignadas en virtud del art铆culo 8.1, funci贸n octava, de la Ley 54/1997.

22.2.3. Adem谩s de las notas de cargo o abono, el operador del mercado expedir谩, en nombre y por cuenta de los suministradores de la energ铆a, las facturas y documentos establecidos en la Disposici贸n Adicional Quinta al Real Decreto 2402/1985, de 18 de diciembre, por el que se regula el deber de expedir y entregar factura que incumbe a los empresarios y profesionales, en la redacci贸n dada a dicho precepto por el art铆culo 3 del Real Decreto 215/1999, de 5 de febrero, en la forma y con los efectos establecidos en dicha norma.

22.3. Obligaciones para los agentes del mercado que resulten como compradores.

El agente del mercado deber谩 ingresar la cantidad que le corresponda abonar incluyendo el Impuesto sobre el Valor A帽adido que est茅 establecido en cada momento. Asimismo deber谩 abonar cualquier otro tipo de impuesto o recargo a que resulte legalmente obligado y, en especial y en su caso, el Impuesto sobre la Electricidad y la cuota de la moratoria nuclear mencionada en la Regla 22.2.1.

El plazo m谩ximo en que deber谩 realizarse el pago no podr谩 ser despu茅s de las 10 horas del 煤ltimo d铆a h谩bil de la primera quincena del mes de que se trate. Se consideran d铆as inh谩biles los s谩bados, domingos y los d铆as festivos de la plaza de Madrid.

El comprador no se liberar谩 de su obligaci贸n de pago sino cuando 茅ste sea ingresado en la cuenta del operador del mercado. La cantidad adeudada, en su caso, minorar谩 a prorrata los derechos de cobro de los vendedores, procediendo el operador del mercado a realizar la correspondiente regularizaci贸n una vez saldada la deuda.

22.4. Derechos para los agentes del mercado que resulten como vendedores.

El operador del mercado cursar谩 instrucciones al banco o caja de ahorros en la que se mantenga la cuenta de tesorer铆a sobre la realizaci贸n de los pagos, en favor de los vendedores que hubieren participado en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica durante el per铆odo mensual de liquidaci贸n de que se trate.

El d铆a en que deber谩 realizarse el abono ser谩 el mismo que el definido en la Regla 22.3 como d铆a de cargo para los agentes del mercado que resulten deudores.

El pago contra la citada cuenta de tesorer铆a lo realizar谩 la entidad bancaria dentro del mismo d铆a y misma fecha valor en que se hubieren recibido en dicha cuenta los pagos que deban realizar los agentes del mercado que act煤en de compradores en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica, como resultado de la liquidaci贸n mensual de que se trate.

Dicho pago incluir谩 el Impuesto sobre el Valor A帽adido que el agente del mercado debe repercutir, y cualquier otro impuesto de cualquier car谩cter que la legislaci贸n en vigor le obligue a gestionar.

22.5. Cuenta designada por el operador del mercado para la realizaci贸n de los abonos y pagos.

El operador del mercado, designar谩 una cuenta de tesorer铆a en el Banco de Espa帽a o en un banco o caja de ahorros de 谩mbito nacional a los efectos establecidos en las presentes Reglas.

Esta cuenta ser谩 abierta por el operador del mercado en r茅gimen de dep贸sito, ser谩 titular de ella en inter茅s de los agentes del mercado y le ser谩 de aplicaci贸n el r茅gimen establecido para la gesti贸n de negocios ajenos, sin que en consecuencia, los saldos que, excepcionalmente, pueda presentar dicha cuenta se integren a ning煤n efecto en el patrimonio del operador del mercado. En relaci贸n con tales saldos, 茅ste 煤nicamente podr铆a ordenar los cargos y abonos en dicha cuenta por las liquidaciones resultantes del mercado en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica, en los t茅rminos de los apartados anteriores.

22.6. R茅gimen de impagos.

Si a las 11 horas de la fecha de pago el banco del operador del mercado no ha recibido notificaci贸n firme de la ejecuci贸n del pago, actuar谩 conforme al siguiente procedimiento:

-El operador del mercado ejecutar谩, previa notificaci贸n al interesado, la garant铆a constituida, conforme se establece en la Regla 23.8. Si la ejecuci贸n de la garant铆a permite el cobro inmediato de la misma, el operador del mercado efectuar谩 el conjunto de los pagos previstos.

Si la ejecuci贸n de la garant铆a no permite el cobro inmediato de la cantidad adeudada minorar谩 a prorrata los derechos de cobro de los agentes del mercado que resulten vendedores, lo que origina un pr茅stamo al agente moroso de dichos agentes.

-La cantidad adeudada devengar谩 intereses de demora al tipo que se determina en la Regla 23.9 a cargo del agente moroso.

-Una vez saldada la deuda, el operador del mercado proceder谩 a la regularizaci贸n de la misma, abonando la cantidad que result贸 impagada m谩s los correspondientes intereses de demora a los vendedores seg煤n lo establecido en los apartados anteriores.

22.7. Calendario.

No m谩s tarde del d铆a 15 de diciembre de cada a帽o el operador del mercado presentar谩 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 a帽o. Este calendario deber谩 detallar las fechas l铆mite de comunicaci贸n de los cargos y abonos y las fechas l铆mite de pago correspondientes a cada liquidaci贸n mensual.

Regla 23陋 Procedimiento relativo a la prestaci贸n de garant铆as a favor del operador del mercado.

23.1. Constituci贸n de garant铆as.

Los agentes del mercado que act煤en en 茅ste como adquirientes de energ铆a el茅ctrica, deber谩n prestar al operador del mercado garant铆a suficiente para dar cobertura a las obligaciones econ贸micas derivadas de sus transacciones, de tal modo que se garantice a los vendedores el cobro 铆ntegro de la energ铆a el茅ctrica suministrada, al precio final de la misma as铆 como los dem谩s conceptos incluidos en la Regla 22.3 y en el mismo d铆a que se produzca la liquidaci贸n del per铆odo correspondiente.

La falta de prestaci贸n de esta garant铆a, su falta de aceptaci贸n por el operador del mercado por considerarla insuficiente o inadecuada, o su falta de mantenimiento y actualizaci贸n, impedir谩n al agente del mercado intervenir en el mercado de producci贸n, as铆 como participar en la liquidaci贸n.

23.2. Mantenimiento de garant铆as.

El operador del mercado liberar谩 la garant铆a que preste el comprador en el mercado de producci贸n, en el momento en que 茅ste pierda su condici贸n de agente en dicho mercado, siempre que haya cumplido todas las obligaciones derivadas de su participaci贸n en el mismo.

23.3. Cobertura de las garant铆as.

La garant铆a que debe prestar cada agente comprador responder谩, sin limitaci贸n alguna, conforme a lo establecido en las presentes Reglas, de las obligaciones que asuma en virtud de sus adquisiciones de energ铆a el茅ctrica en el mercado de producci贸n.

Esta garant铆a no responder谩 de obligaciones contra铆das con clientes, personas o entidades distintas de los agentes que act煤en como vendedores en el mercado de producci贸n. En particular, no responder谩 de los pagos que deban efectuarse por la liquidaci贸n de los peajes y por los pagos correspondientes a los contratos bilaterales f铆sicos que se concluyan al margen del citado mercado de producci贸n.

23.4. Tipos de garant铆as.

Las garant铆as que los compradores en el mercado de producci贸n est谩n obligados a prestar son las siguientes:

a) Una garant铆a de operaci贸n, correspondiente a cada agente comprador que se determinar谩 inicialmente por el operador del mercado, con informe del Comit茅 de Agentes del Mercado (en el caso de que est茅 constituido) y se concretar谩 y revisar谩 en funci贸n de la evoluci贸n del volumen de energ铆a contratada en el per铆odo, con el fin de asegurar con car谩cter permanente un suficiente nivel de garant铆a.

El informe del Comit茅 de Agentes del Mercado deber谩 emitirse en el plazo de 15 d铆as, entendi茅ndose emitido si no se produjere en el plazo indicado.

b) Una garant铆a complementaria, exigible a los compradores en aquellos supuestos en que, previa consulta al Comit茅 de Agentes del Mercado, el operador del mercado lo considere necesario, bien por existir un riesgo superior a la cobertura de la garant铆a de operaci贸n, bien por otras circunstancias especiales que justifiquen objetivamente la exigencia de garant铆as complementarias.

A este respecto, el operador del mercado podr谩 solicitar a una compa帽铆a de rating la calificaci贸n del riesgo del agente que act煤e como comprador a efectos de justificar objetivamente la exigencia de una garant铆a complementaria.

23.5. Formalizaci贸n de las garant铆as.

La formalizaci贸n de las garant铆as deber谩 realizarse a favor del operador del mercado:

a) Mediante dep贸sitos en efectivo en el banco del operador del mercado, Regla 22.5, y a su disposici贸n.

b) Mediante aval o fianza de car谩cter solidario prestado por banco, caja de ahorros o cooperativa de cr茅dito, que no pertenezca al grupo de la avalada o afianzada, a favor del operador del mercado, y depositado en la entidad bancaria en la que se haya abierto la cuenta de tesorer铆a a favor de 茅ste en que el avalista o fiador reconozca que su obligaci贸n de pago en virtud del mismo es a primer requerimiento totalmente abstracta, sin que el avalista o fiador puedan oponer excepci贸n 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 fianzado.

El importe de este aval ser谩 equivalente al de los l铆mites de las garant铆as de operaci贸n y, en su caso, complementaria que establezca el operador del mercado.

El aval mantendr谩 su vigencia hasta que la garant铆a quede liberada, que ser谩 en el momento en que el comprador pierda su condici贸n de agente del mercado.

Si la entidad avalista fuese declarada en suspensi贸n de pagos o quiebra, o hubiera quedado sin efecto la autorizaci贸n administrativa para el ejercicio de su actividad, el obligado a prestar garant铆a deber谩 sustituir dicha garant铆a por otra, de la misma modalidad o de otra de las recogidas en esta Regla, con arreglo a los plazos fijados en la Regla 23.6.3.

El pago con cargo a la garant铆a ejecutada deber谩 efectuarse de tal forma que el operador del mercado pueda hacerla efectiva a primer requerimiento y en el plazo m谩ximo de las veinticuatro (24) horas siguientes al momento en que requiera el pago del avalista.

c) Mediante autorizaci贸n irrevocable de utilizaci贸n, hasta el importe m谩ximo de obligaciones de pago contra铆das en el per铆odo a liquidar, de una o varias l铆neas de cr茅dito suscritas por el comprador de energ铆a.

La autorizaci贸n de disposici贸n de estas l铆neas de cr茅dito se entender谩 concedida autom谩ticamente por parte del comprador de la energ铆a a favor del operador del mercado si despu茅s de las 10.00 horas de la fecha de liquidaci贸n no se ha recibido por parte del Banco Agente confirmaci贸n de ingreso del importe debido.

Las l铆neas de cr茅dito contempladas en el presente apartado tendr谩n car谩cter finalista debiendo ser utilizadas exclusivamente como l铆neas de pago o de cobertura en garant铆a de obligaciones contra铆das en virtud de sus adquisiciones de energ铆a el茅ctrica en el mercado de producci贸n, debiendo tener un importe m铆nimo disponible en cada momento equivalente a la garant铆a de operaci贸n se帽alada por el operador del mercado y, en su caso, al importe adicional correspondiente a la garant铆a complementaria.

d) Mediante la cesi贸n de los derechos de cobro del mercado de producci贸n, pendientes de abono, que el vendedor de energ铆a el茅ctrica haga en favor de los compradores siempre que sea aceptada previamente por el operador del mercado.

23.6. R茅gimen de determinaci贸n del importe de las garant铆as y m茅todo de su constituci贸n.

23.6.1. Sobre la base de lo establecido en la Regla 23.4, el importe de las garant铆as de operaci贸n que debe prestar cada comprador en cada momento, lo determinar谩 el operador del mercado, atendiendo a los siguientes criterios:

a) El per铆odo del riesgo que debe cubrir la garant铆a, que corresponder谩 al per铆odo de liquidaci贸n m谩s el incremento para considerar los 15 d铆as adicionales hasta el pago efectivo y los siguientes 5 d铆as necesarios para la formalizaci贸n de nuevas garant铆as en caso de incumplimiento de pago.

b) Energ铆a m谩xima a comprar en un per铆odo de contrataci贸n que, de conformidad con la mejor previsi贸n de su demanda, adquirir谩 el comprador en el mercado de producci贸n en dicho per铆odo. Dicho volumen se actualizar谩 en funci贸n de la evoluci贸n de las liquidaciones.

c) Los contratos bilaterales f铆sicos prestar谩n las garant铆as que resulten de la utilizaci贸n de los servicios complementarios y otras prestaciones conforme al Real Decreto 2019/1997.

23.6.2. Los compradores deber谩n acreditar a requerimiento del operador del mercado el cumplimiento de la obligaci贸n de constituci贸n y mantenimiento de garant铆as actualizadas.

23.6.3. Cuando como consecuencia de la ejecuci贸n de garant铆as, o por cualquier otra raz贸n, descendiera el nivel m铆nimo fijado por el operador del mercado, 茅ste requerir谩 al comprador afectado para que reponga su garant铆a en el plazo m谩ximo de dos d铆as h谩biles. Si transcurrido este plazo la fianza no hubiera sido repuesta, el operador del mercado podr谩 acordar la suspensi贸n provisional del comprador como agente del mercado, y le conceder谩 un nuevo plazo de siete (7) d铆as h谩biles para que la reponga. Transcurrido este plazo, dar谩 cuenta de ello al Comit茅 de Agentes del Mercado, a la Comisi贸n Nacional del Sistema El茅ctrico, y al Ministerio de Industria y Energ铆a y a los agentes del mercado, a los efectos previstos en la Ley del Sector El茅ctrico y sus disposiciones de desarrollo.

23.6.4. Para el c谩lculo del importe de las garant铆as de operaci贸n que en cada momento correspondan, el operador del mercado podr谩 verificar en cualquier momento que la garant铆a prestada por el agente de que se trata cubre el importe de las compras devengadas y no abonadas. Para esto, el operador del mercado comprobar谩 que las obligaciones de pago devengadas hasta la fecha son inferiores al 90% aplicando a la suma de las garant铆as prestadas m谩s el m铆nimo entre los derechos de cobro cedidos y los devengados hasta la fecha, con el l铆mite m谩ximo de un mes. En caso contrario, instar谩 al aumento o reposici贸n de la garant铆a del agente en los t茅rminos previstos en la Regla 23.6.3 anterior.

23.6.5. Determinaci贸n de las garant铆as.

El operador del mercado calcular谩 antes del d铆a 10 de los meses de enero, abril, julio y octubre, las garant铆as que deber谩n prestar los agentes para cada uno de los trimestres naturales del a帽o, respectivos, sin perjuicio de la revisi贸n diaria que de acuerdo con la regla 23.6.4 efectuar谩 de manera sistem谩tica.

Dichas garant铆as se determinar谩n para cada agente seleccionando la mayor entre los dos valores siguientes:

Suma m谩xima de las compras diarias de 50 d铆as consecutivos del trimestre anterior a aquel para el que se establecen las garant铆as.

Suma m谩xima de las compras diarias de 50 d铆as consecutivos del mismo trimestre del a帽o anterior al que se establecen las garant铆as.

Si en alguno de los casos anteriores s贸lo hubiere 芦d禄 d铆as, con d menor que 50, en los que los agentes hayan realizado compras de energ铆a, la cantidad obtenida se mayorar谩 por la relaci贸n 50/d.

No obstante, los agentes vendr谩n obligados a comunicar al operador del mercado los cambios previstos en sus adquisiciones de energ铆a del trimestre siempre que el valor medio diario de sus adquisiciones previstas supere el m谩ximo entre:

Valor medio diario del valor m谩ximo de las compras diarias de 50 d铆as consecutivos del trimestre anterior.

Valor medio diario del valor m谩ximo de las compras diarias de 50 d铆as consecutivos del mismo trimestre del a帽o anterior.

Si en alguno de los casos anteriores s贸lo hubiere 芦d禄 d铆as, con d menor que 50 en los que los agentes hayan realizado compras de energ铆a, la cantidad obtenida se mayorar谩 por la relaci贸n 50/d.

En este caso las garant铆as exigibles se aumentar谩n respecto a las calculadas de la forma general en la misma proporci贸n en que aumenten las adquisiciones.

Las garant铆as prestadas deber谩n incluir cuantos impuestos vigentes fueran exigibles a los compradores en el momento del pago por sus adquisiciones en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica.

23.6.6. Cesi贸n de derechos de cobro.

Los agentes del mercado podr谩n efectuar la cesi贸n de sus derechos de cobro del mercado de producci贸n como garant铆a de las obligaciones de pago de cualquier agente del mercado tal y como se establece en la regla 23.5.d.

Los derechos de cobro que los agentes del mercado pueden ceder los calcular谩 el operador del mercado en las mismas fechas que las garant铆as que deben prestar los agentes deudores. Dichos derechos de cobro se determinar谩n como el m铆nimo de los dos valores siguientes:

M铆nimo importe de las ventas mensuales del trimestre anterior a aquel para el que se establecen las garant铆as.

M铆nimo importe de las ventas mensuales del mismo trimestre del a帽o anterior al que se establecen las garant铆as.

23.6.7. Revisi贸n de las garant铆as.

La revisi贸n de las garant铆as prestadas podr谩 efectuarse con periodicidad trimestral coincidiendo con los meses de enero, abril, julio y octubre.

Los agentes del mercado podr谩n revisar, de acuerdo con el operador del mercado, el importe de las garant铆as de operaci贸n prestadas.

Dicho importe no podr谩 nunca ser inferior al que se determina en aplicaci贸n de la regla 23.6.5.

Los agentes del mercado deber谩n modificar las garant铆as prestadas durante los dos primeros d铆as h谩biles posteriores al d铆a de pago de las liquidaciones de cada mes, una vez terminado, en su totalidad, el proceso de cobros y pagos correspondiente al mes anterior.

23.7. Gesti贸n de garant铆as.

El operador del mercado ser谩 el responsable de la gesti贸n de las garant铆as prestadas, en inter茅s de los agentes del mercado tanto a efectos de supervisar las obligaciones de constituci贸n y mantenimiento de las garant铆as actualizadas, como de la gesti贸n patrimonial ordinaria a que diera lugar o, en su caso, de la disposici贸n de los importes necesarios para hacer frente a las obligaciones garantizadas. El operador del mercado deber谩 llevar un registro en el que se incluir谩n, en ep铆grafes separados, los derechos y obligaciones relacionadas con las citadas garant铆as.

23.8. Criterios de actuaci贸n frente a los incumplimientos.

En caso de que alg煤n agente del mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica incumpliera cualquiera de su obligaci贸n de pago derivada de las transacciones llevadas a cabo en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica, el operador del mercado ejecutar谩 con la m谩xima diligencia y con la mayor brevedad las garant铆as constituidas, a fin de asegurar el cumplimiento de las obligaciones del agente del mercado incumplidor.

As铆 mismo, a los efectos de lo dispuesto en el art铆culo 50 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector El茅ctrico, si el agente incumplidor es un consumidor cualificado, el operador del mercado comunicar谩 inmediatamente dicho incumplimiento, tanto al Ministerio de Industria y Energ铆a, a la Comisi贸n Nacional del Sistema El茅ctrico, as铆 como al distribuidor de zona correspondiente al mencionado consumidor.

23.9. Retraso en el pago e inter茅s de demora.

En el supuesto de impago, el comprador en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica incumplidor vendr谩 obligado al pago de una penalizaci贸n. Las cantidades adeudadas y no pagadas, devengar谩n 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.

El tipo de inter茅s de demora aplicable ser谩 el resultante de aplicar el tipo de inter茅s interbancario (MIBOR), seg煤n el tipo medio que publique diariamente el Banco de Espa帽a para dep贸sitos a un d铆a, m谩s tres puntos porcentuales.

Las cantidades adeudadas se calcular谩n seg煤n la f贸rmula siguiente:

D = E * (1 + i * P/360)

siendo:

D: Cantidad adeudada incluidos intereses de demora.

E: Cantidad adeudada y no pagada, excluidos inter茅s de demora.

i: MIBOR + tres puntos en tanto por uno.

P: Per铆odo de liquidaci贸n de intereses.

Con independencia de lo anterior, el comprador en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica incumplidor ser谩 responsable de todos los da帽os y perjuicios causados por el retraso.

23.10. Incumplimiento prolongado en el pago.

En el supuesto de que se produzca un incumplimiento prolongado de las obligaciones de pago por parte de un agente, que no resulte cubierto por las garant铆as prestadas por dicho agente, el operador del mercado se dirigir谩 contra 茅l judicialmente o por cualquier otro medio admitido por el ordenamiento jur铆dico, en nombre y representaci贸n de los vendedores en el mercado. El incumplidor quedar谩 obligado a pagar los descubiertos, con sus intereses, y todos los da帽os y perjuicios causados, que se repartir谩n entre los vendedores a prorrata de los derechos de cobro de cada vendedor en el mercado. Los resultados econ贸micos de dicha reclamaci贸n los entregar谩 el operador del mercado a los vendedores, en proporci贸n al quebranto sufrido por cada uno de ellos.

A estos efectos se considera que se produce un incumplimiento prolongado de las obligaciones de pago por parte de un agente si transcurriesen m谩s de 3 d铆as desde la fecha en que el pago fuere exigible sin que se haya verificado.

23.11. Falta de constituci贸n o falta de actualizaci贸n de las garant铆as.

La falta de constituci贸n, de reposici贸n o de actualizaci贸n por parte de cualquier comprador en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica de cualquiera de las garant铆as previstas en estas Reglas de Funcionamiento del Mercado, se entender谩 como una orden de liquidaci贸n de todas las transacciones en que haya intervenido el mismo, a todos los efectos, por lo que el operador del mercado proceder谩 a cerrar en el mercado las transacciones efectuadas en que haya intervenido el incumplidor.

CAPITULO VI

Reglas Finales

Regla 24陋 Descripci贸n de la secuencia de la sesi贸n de contrataci贸n.

Los elementos que integran la secuencia de operaciones del mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica son los siguientes:

1. La informaci贸n suministrada por el operador del sistema a los agentes del mercado y al operador del mercado sobre la mejor previsi贸n de demanda actualizada de forma continua y con un horizonte superior a 48 horas, la situaci贸n de la red de transporte, las indisponibilidades parciales o totales de las unidades de producci贸n de energ铆a el茅ctrica, as铆 como cualquier otra informaci贸n que pudiere determinarse o estimen el operador del sistema o del mercado como relevante.

2. Determinaci贸n del inicio de las conexiones inform谩ticas entre el operador del mercado, el operador del sistema y los agentes del mercado, y verificaci贸n del funcionamiento de todos los dispositivos de comunicaciones necesarias para el correcto desarrollo de la sesi贸n de contrataci贸n.

3. Comunicaci贸n a los agentes del mercado de las informaciones que el operador del sistema haya puesto de manifiesto al operador del mercado sobre las previsiones de demanda, estado de la red disponibilidad de las unidades de producci贸n y situaci贸n de las posibles restricciones t茅cnicas, antes del inicio de la sesi贸n de contrataci贸n.

4. Determinaci贸n de la hora de cierre de la sesi贸n de contrataci贸n del mercado diario.

5. An谩lisis de las reclamaciones presentadas al proceso de validaci贸n a la recepci贸n de las ofertas y soluci贸n de las mismas, en caso de que la reclamaci贸n sea atendible, y pueda subsanarse en tiempo 煤til.

6. Comunicaci贸n de los elementos de los contratos formales de suministro de energ铆a el茅ctrica o contratos bilaterales f铆sicos que determina el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica, en el caso de que afecten a las interconexiones internacionales.

7. Casaci贸n de ofertas econ贸micas de venta y de ofertas de adquisici贸n para el mercado diario.

8. Comunicaci贸n del resultado provisional (pendiente de reclamaciones) de la casaci贸n a los agentes del mercado y al operador del sistema.

9. An谩lisis de las reclamaciones al proceso de casaci贸n de la sesi贸n de contrataci贸n del mercado diario que los agentes del mercado presenten al operador del mercado en la forma que se establezca en su sistema, As铆 mismo se analizar谩n las incidencias advertidas por el operador del mercado.

10. Repetici贸n del proceso de casaci贸n del mercado diario, en caso de que alguna reclamaci贸n o incidencia sea atendible, y pueda subsanarse, en tiempo 煤til.

11. Comunicaci贸n del resultado de la nueva casaci贸n a los agentes del mercado y al operador del sistema, en el caso se帽alado en el apartado anterior.

12. Comunicaci贸n de los elementos del resto de los contratos formales de suministro de energ铆a el茅ctrica o contratos bilaterales f铆sicos que determina el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica, en el caso de que no afecten a las interconexiones internacionales.

13. Comunicaci贸n al operador del mercado por los agentes distribuidores de la producci贸n prevista para cada per铆odo de programaci贸n de autoproductores y productores de r茅gimen especial.

14. Comunicaci贸n, por los agentes cuyas ofertas de venta hayan resultado casadas en la sesi贸n de contrataci贸n, al operador del mercado de las producciones previstas para cada per铆odo de programaci贸n y unidad f铆sica de producci贸n.

15. Comunicaci贸n, por los agentes cuyas ofertas de adquisici贸n hayan resultado casadas en la sesi贸n de contrataci贸n, al operador del mercado de los insumos previstos para cada per铆odo de programaci贸n y nudo de conexi贸n a la red de las demandas casadas en el resultado de la casaci贸n.

16. Comunicaci贸n del programa diario base de funcionamiento a los agentes del mercado y al operador del sistema.

17. Comunicaci贸n por el operador del sistema de las restricciones t茅cnicas que afectan a los resultados de la casaci贸n del mercado diario y determinaci贸n de la soluci贸n de las mismas, en colaboraci贸n con el operador del mercado, seg煤n el procedimiento descrito en estas reglas.

18. Gesti贸n de los servicios complementarios por el operador del sistema.

19. Determinaci贸n por el operador del sistema del programa viable definitivo y comunicaci贸n del mismo al operador del mercado y a los agentes de mercado.

20. Comunicaci贸n por el operador del sistema al operador del mercado de las limitaciones a la posibilidad de ofertar en el mercado intradiario. Esta comunicaci贸n deber谩 hacerse antes de abrirse el per铆odo de recepci贸n de ofertas del primer mercado intradiario, y podr谩 actualizarse antes de cada sesi贸n del mercado intradiario, si la informaci贸n es diferente. La informaci贸n sobre limitaciones a la posibilidad de ofertar no podr谩 ser modificada por el operador del sistema durante el per铆odo de recepci贸n de ofertas de las diversas sesiones del mercado intradiario.

21. Determinaci贸n de la apertura y cierre de cada sesi贸n de contrataci贸n del mercado intradiario.

22. An谩lisis de las reclamaciones presentadas al proceso de validaci贸n a la recepci贸n de las ofertas y soluci贸n de las mismas, en caso de que la reclamaci贸n sea atendible, y pueda subsanarse en tiempo 煤til.

23. Casaci贸n de ofertas de venta y de ofertas de adquisici贸n para cada una de las sesiones de contrataci贸n del mercado intradiario.

24. Comunicaci贸n del resultado provisional (pendiente de reclamaciones) de la casaci贸n de las sesiones de contrataci贸n del mercado intradiario a los agentes del mercado, y al operador del sistema.

25. An谩lisis de las reclamaciones a la sesi贸n de contrataci贸n del mercado intradiario que los agentes del mercado presenten al operador del mercado en la forma que se establezca en su sistema inform谩tico, y en tanto este procedimiento no est谩 establecido, por fax. As铆 mismo se analizar谩n las incidencias advertidas por el operador del mercado.

26. Repetici贸n del proceso de casaci贸n del mercado intradiario, en caso de que alguna reclamaci贸n o incidencia sea atendible, y pueda subsanarse, en tiempo 煤til.

27. Comunicaci贸n del resultado de la nueva casaci贸n a los agentes del mercado y al operador del sistema, en el caso se帽alado en el apartado anterior.

28. Comunicaci贸n, por los agentes cuyas ofertas de venta hayan resultado casadas en la sesi贸n de contrataci贸n, al operador del mercado de las producciones previstas para cada per铆odo de programaci贸n y unidad f铆sica de producci贸n.

29. Comunicaci贸n, por los agentes cuyas ofertas de adquisici贸n hayan resultado casadas en la sesi贸n de contrataci贸n, al operador del mercado de los insumos previstos para cada per铆odo de programaci贸n y nudo de conexi贸n a la red de las demandas casadas en el resultado de la casaci贸n.

30. Comunicaci贸n por el operador del sistema de las restricciones t茅cnicas que afectan a los resultados de la casaci贸n y determinaci贸n de los medios para la soluci贸n de las mismas.

31. Comunicaci贸n por el operador del mercado al operador del sistema y a los agentes del mercado del programa de entrada en funcionamiento de las unidades de producci贸n de energ铆a el茅ctrica o programaci贸n horaria final.

32. Comunicaci贸n en cada hora por el operador del sistema al operador del mercado del programa horario operativo de las unidades de producci贸n de energ铆a el茅ctrica previo a la verificaci贸n de la medici贸n.

33. Comunicaci贸n por el operador del sistema de los resultados de la medici贸n correspondiente a la energ铆a el茅ctrica contratada en la sesi贸n de contrataci贸n.

Regla 25陋 Horario de las operaciones en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica.

25.1. Horario.

25.1.1. Secuencia de operaciones del mercado diario.

a) Antes de las 8.30 horas, el operador del sistema habr谩 puesto a disposici贸n de los agentes del mercado y del operador del mercado, las previsiones de la demanda, la situaci贸n de la red de transporte, la capacidad de interconexi贸n internacional, las indisponibilidades parciales o totales de las unidades de producci贸n para cada uno de los per铆odos horarios de programaci贸n del d铆a siguiente, as铆 como cualquier otra informaci贸n que pudiere determinarse o que estime relevante. A partir del momento en que el operador del sistema env铆e al operador del mercado la informaci贸n relativa a indisponibilidades por el procedimiento descrito en la Regla 芦informaci贸n que debe suministrar el operador del sistema al operador del mercado禄, la informaci贸n sobre indisponibilidades podr谩 ser actualizada posteriormente, en cualquier momento y hasta las 10.00 horas, en caso de existir modificaciones en los datos.

b) Los agentes podr谩n reclamar el resultado de la validaci贸n de las ofertas de venta y de adquisici贸n, que se produce en el momento de recepci贸n de las mismas, hasta 5 minutos despu茅s del cierre de la aceptaci贸n de ofertas para la sesi贸n correspondiente sin perjuicio de lo establecido en el apartado 25.1.1 g.

c) Antes de las 10.00 horas los agentes deber谩n haber comunicado al operador del mercado la energ铆a incorporada en la ejecuci贸n de los contratos bilaterales f铆sicos establecidos para cada uno de los per铆odos horarios de programaci贸n del d铆a siguiente en los que est茅n involucradas las interconexiones internacionales.

d) A las 10.00 horas, el operador del mercado cerrar谩 el per铆odo de recepci贸n y validaci贸n de las ofertas de venta y de adquisici贸n realizadas por los agentes del mercado para el mercado diario. Dichas ofertas ser谩n netas de las obligaciones de producci贸n y de adquisici贸n derivadas de la ejecuci贸n de contratos bilaterales f铆sicos. El operador del sistema habr谩 comunicado las cantidades, precios y gradientes de carga de cada una de las ofertas econ贸micas de compra o de venta correspondientes a los contratos a que se refiere el apartado 2 de la disposici贸n transitoria novena de la Ley del Sector El茅ctrico. Las ofertas de adquisici贸n que presenten los distribuidores incorporar谩n la demanda de los consumidores sujetos a tarifa regulada de la que restar谩n las producciones previsibles de aquellas instalaciones en r茅gimen especial que viertan la energ铆a el茅ctrica que produzcan en las redes de dicho distribuidor, cuando no hayan sido objeto de ofertas de venta en el mercado diario de producci贸n. A partir de ese momento el operador del mercado realizar谩 el proceso de casaci贸n.

e) Antes de las 11.00 horas, el operador del mercado pondr谩 a disposici贸n de los agentes y del operador del sistema el resultado provisional del proceso de casaci贸n.

f) Antes de las 11.00 horas los agentes deber谩n haber comunicado al operador del mercado la energ铆a comprendida en los contratos bilaterales f铆sicos establecidos para cada uno de los per铆odos horarios de programaci贸n del d铆a siguiente, en los que no est茅n involucradas las interconexiones internacionales. Igualmente los distribuidores comunicar谩n al operador del mercado las producciones previsibles de aquellas instalaciones en r茅gimen especial que viertan la energ铆a el茅ctrica que produzcan en las redes de dicho distribuidor, cuando no hayan sido objeto de ofertas de venta en el mercado diario de producci贸n.

g) Una vez incorporados al resultado provisional de la casaci贸n las informaciones correspondientes a los contratos bilaterales f铆sicos y las producciones previsibles de aquellas instalaciones en r茅gimen especial que no hayan sido objeto de ofertas de venta, el operador del mercado pondr谩 a disposici贸n de los agentes del mercado y del operador del sistema el programa base de funcionamiento provisional.

h) De acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, los agentes del mercado dispondr谩n de treinta (30) minutos a partir de la puesta a disposici贸n del resultado provisional del proceso de casaci贸n por el operador del mercado para formular reclamaciones a 茅ste, que se tramitar谩n seg煤n el procedimiento establecido. El operador del mercado, durante este per铆odo de tiempo podr谩 plantear las incidencias que, a su juicio, hayan ocurrido en el proceso.

i) Antes de las 12.00 horas el operador del mercado comunicar谩 a los agentes, en su caso, la existencia de alguna reclamaci贸n pendiente de resoluci贸n, o alguna incidencia planteada por el operador del mercado, que pueda provocar la repetici贸n de la casaci贸n. En este caso el horario de la secuencia podr谩 ser alterado seg煤n lo especificado en la Regla 25.2.

j) En caso de no haberse presentado reclamaciones por parte de los agentes del mercado, o incidencias por parte del operador del mercado, en el per铆odo de tiempo establecido (30 minutos), y sin perjuicio de las reclamaciones que pudieran realizar a posteriori los agentes del mercado, el programa base de funcionamiento provisional devendr谩 en programa base de funcionamiento.

k) Antes de las 12.00 horas, los vendedores pondr谩n a disposici贸n del operador del mercado y 茅ste al operador del sistema el desglose de la producci贸n de cada una de las instalaciones que componen sus unidades de producci贸n de acuerdo con los criterios que establezca el operador del sistema en el correspondiente Procedimiento de Operaci贸n del Sistema. Del mismo modo, los compradores pondr谩n a disposici贸n del operador del mercado y 茅ste al operador del sistema, seg煤n se establece en estas reglas, el desglose de la demanda de cada uno de los puntos de suministro incluidos en sus unidades de adquisici贸n.

l) Tomando como base el programa base de funcionamiento provisional, el operador del sistema, de acuerdo con el operador del mercado, iniciar谩 el procedimiento de soluci贸n de restricciones t茅cnicas del sistema. En el caso de que sea necesario repetir el proceso de casaci贸n, por las razones indicadas en puntos anteriores, y que el programa base de funcionamiento no resulte igual al programa base de funcionamiento provisional, el operador del sistema y el operador del mercado repetir谩n el procedimiento de soluci贸n de restricciones t茅cnicas, tomando como base el programa base de funcionamiento.

m) Antes de las 14.00 horas, el operador del sistema pondr谩 a disposici贸n de los agentes del mercado y del operador del mercado el programa viable provisional, que habr谩 solucionado las restricciones t茅cnicas previstas en el sistema, public谩ndose a continuaci贸n por parte del operador del sistema las necesidades de regulaci贸n secundaria y se iniciar谩 el proceso de env铆o de ofertas del mencionado servicio complementario, que se cerrar谩 antes de las 15.30 horas.

n) Antes de las 16.00 horas, el operador del sistema resolver谩 las ofertas de prestaci贸n de servicios complementarios de regulaci贸n secundaria y lo comunicar谩 a los agentes del mercado, seg煤n lo establecido en el Procedimiento de Operaci贸n correspondiente. Una vez finalizada esta etapa del proceso el operador del sistema pondr谩 a disposici贸n de los agentes y del operador del mercado el programa viable definitivo.

o) Antes de las 24.00 horas, se cerrar谩 el per铆odo de env铆o de ofertas de prestaci贸n de servicios complementarios de regulaci贸n terciaria del d铆a siguiente.

25.1.2. Secuencia de operaciones del mercado intradiario.

Independientemente del proceso de casaci贸n del mercado diario se realizar谩n las sesiones del mercado intradiario. Al finalizar cada una de las sesiones del mercado intradiario, el operador del mercado publicar谩 el programa horario final.

La secuencia de los procesos en cada sesi贸n del mercado intradiario ser谩 la siguiente:

a) Seg煤n el horario previsto en la Regla 13 y con la 煤nica condici贸n de la publicaci贸n previa del programa horario final correspondiente a la anterior sesi贸n del mercado intradiario o, en el caso de la primera sesi贸n, de la publicaci贸n del programa viable definitivo correspondiente al d铆a siguiente, se abrir谩 el per铆odo de recepci贸n de ofertas.

El primer per铆odo horario de programaci贸n del horizonte de la sesi贸n se iniciar谩 tres horas despu茅s de la hora prevista para la apertura de la sesi贸n, excepto en la primera sesi贸n del mercado intradiario que se iniciar谩 cuatro horas despu茅s de la hora prevista para la apertura de la sesi贸n. El horizonte de programaci贸n se extender谩 a todos los per铆odos horarios de programaci贸n para los que exista un programa viable definitivo publicado.

b) La duraci贸n del per铆odo de recepci贸n de ofertas ser谩 de cuarenta y cinco (45) minutos, excepto en el primer intradiario que ser谩 de ciento cinco (105) minutos.

c) Los agentes podr谩n reclamar el resultado de la validaci贸n de las ofertas de venta y de adquisici贸n, que se produce en el momento de recepci贸n de las mismas, hasta 5 minutos despu茅s del cierre de la aceptaci贸n de ofertas para la sesi贸n correspondiente sin perjuicio de lo establecido en el apartado 25.1.2 e.

d) El operador del mercado dispondr谩 de cuarenta y cinco (45) minutos para publicar el resultado provisional del proceso de casaci贸n; pendiente de reclamaciones o incidencias, seg煤n lo que se indica en el punto siguiente.

e) De acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 2019/1997 de 26 de diciembre, los agentes del mercado dispondr谩n de quince (15) minutos a partir de la puesta a disposici贸n del resultado del proceso de casaci贸n por el operador del mercado para formular reclamaciones a 茅ste, que se tramitar谩n seg煤n el procedimiento establecido. En el caso de no recibirse reclamaciones transcurrido dicho per铆odo, y sin perjuicio de las reclamaciones que pudieran realizar a posteriori los agentes del mercado, el resultado de la casaci贸n devendr谩 firme. El operador del mercado, durante este per铆odo de tiempo podr谩 plantear las incidencias que, a su juicio, hayan ocurrido en el proceso.

f) Los agentes dispondr谩n de quince (15) minutos a partir de la publicaci贸n del resultado de la casaci贸n para enviar el desglose de la energ铆a asignada en la sesi贸n a cada una de las unidades de producci贸n y/o adquisici贸n.

g) En caso de que exista alguna reclamaci贸n pendiente de resoluci贸n, o alguna incidencia planteada por el operador del mercado, que pueda provocar la repetici贸n de la casaci贸n, el operador del mercado podr谩 comunicarlo hasta quince (15) minutos antes del inicio del horizonte de programaci贸n de la sesi贸n correspondiente. En este caso el horario de la secuencia podr谩 ser alterado seg煤n lo especificado en la Regla 25.2.

h) El operador del sistema dispondr谩 de hasta quince (15) minutos antes del inicio del horizonte de la sesi贸n correspondiente para elaborar, en colaboraci贸n con el operador del mercado, la propuesta de resoluci贸n de restricciones t茅cnicas. Inmediatamente despu茅s el operador del mercado publicar谩 el programa horario final, que contemplar谩 el resultado de la resoluci贸n de restricciones.

25.1.3. Operaciones posteriores a la publicaci贸n del programa horario final.

Tras el cierre del mercado intradiario, el operador del sistema gestionar谩 sus necesidades para garantizar la seguridad del sistema mediante el procedimiento de gesti贸n de desv铆os, cuyo per铆odo temporal de programaci贸n comprende los per铆odos horarios incluidos entre su convocatoria, y el primer per铆odo horario de programaci贸n de la siguiente sesi贸n del mercado intradiario, y el de asignaci贸n de servicios complementarios seg煤n se establece en los correspondientes procedimientos de operaci贸n, poniendo a disposici贸n de los agentes del mercado y del operador del mercado los resultados de las sucesivas sesiones que se vayan estableciendo por medio del denominado programa P48, que establece la 煤ltima programaci贸n operativa para cada per铆odo horario de programaci贸n.

25.2. 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 casaci贸n de los mercados diario e intradiario, o bien se presenten reclamaciones por parte de los agentes que impliquen la repetici贸n de cualquier parte de los procesos, el operador del mercado podr谩 modificar el horario de la secuencia de las operaciones correspondientes a estos mercados, y adoptar谩 sus mejores esfuerzos para que dicho programa est茅 a disposici贸n de los agentes del mercado y del operador del sistema con la mayor brevedad posible, comunicando los nuevos horarios a los agentes del mercado y al operador del sistema.

En el caso de incidencias en cualquiera de los procesos encomendados al operador del sistema, 茅ste podr谩 modificar el horario de la secuencia en las operaciones posteriores al establecimiento del programa base de funcionamiento, para lo que adoptar谩 sus mejores esfuerzos para que el programa viable definitivo est茅 a disposici贸n de los agentes y del operador del mercado antes de las 16.00 horas del d铆a correspondiente a la sesi贸n de contrataci贸n de que se trate. En caso de que esto, no fuera posible adoptar谩 sus mejores esfuerzos para que dicho programa viable definitivo est茅 a disposici贸n de los agentes del mercado y del operador del mercado con la mayor brevedad posible, comunicando los nuevos horarios a los agentes del mercado y al operador del mercado. Cuando se d茅 esta situaci贸n, o la existencia de incidencias en los procesos del operador del mercado, y sea previsible un retraso sobre la hora de publicaci贸n establecida para el programa horario final, el operador del mercado podr谩 tomar la decisi贸n de suspender la sesi贸n del mercado intradiario, o bien realizar la casaci贸n del horizonte de programaci贸n completo correspondiente a dicha sesi贸n, pero considerando inv谩lido a todos los efectos el resultado para, alguna o algunas, de las horas del horizonte por causa de fuerza mayor. La decisi贸n que se adopte ser谩 comunicada a los agentes del mercado y al operador del sistema a trav茅s del sistema de informaci贸n del operador del mercado.

Cuando por problemas en los procesos del operador de sistema sea previsible un retraso sobre la hora de publicaci贸n establecida para el programa horario final, el operador de sistema podr谩 tomar la decisi贸n de no considerar el resultado de la casaci贸n del mercado intradiario para la primera o primeras horas del per铆odo de programaci贸n. La decisi贸n que se adopte ser谩 comunicada con la mayor brevedad posible a los agentes y al operador del mercado mediante el medio que establezca el operador de sistema, que deje constancia de dicha comunicaci贸n.

Regla 26陋 Coordinaci贸n entre el operador del mercado y el operador del sistema.

A los efectos de dar cumplimiento a lo dispuesto en el art铆culo 34.1 de la Ley del Sector El茅ctrico en lo relativo a la coordinaci贸n entre el Operador del Sistema y el Operador del Mercado, as铆 como a los art铆culos 24 y 25 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, ambos sujetos deber谩n suministrarse rec铆procamente las informaciones que se relacionan a continuaci贸n a trav茅s de sus sistemas de informaci贸n. Dicha informaci贸n estar谩 contenida en ficheros y su formato y comunicaci贸n ser谩 definido por ambos sujetos y puesto a disposici贸n de los agentes del mercado.

Todos los ficheros se enviar谩n tan pronto como termine el proceso o mercado cuya informaci贸n contienen, remiti茅ndose al operador del sistema o del mercado, seg煤n proceda, y simult谩neamente a los agentes del mercado.

Los operadores del mercado y del sistema realizar谩n validaciones del formato y de la informaci贸n contenida en los ficheros recibidos antes de proceder a su incorporaci贸n en el sistema de informaci贸n del operador del mercado de modo que si se detectan errores en ellos ser谩n devueltos a su origen.

Todo fichero enviado para corregir errores deber谩 tener el correspondiente informe justificativo de la correcci贸n efectuada. El plazo durante el cual deber谩 enviarse el fichero corregido depender谩 del fichero de que se trate. Aquellos ficheros necesarios para la casaci贸n o proceso de tiempo real se corregir谩n de forma inmediata.

Con respecto a los citados ficheros para la elaboraci贸n de la liquidaci贸n se proceder谩 de la siguiente manera:

-Los ficheros necesarios para la elaboraci贸n de la liquidaci贸n tienen un plazo m谩ximo de dos d铆as h谩biles.

-El operador del mercado realizar谩 el c谩lculo de la liquidaci贸n con aquellos ficheros en los que se incluye toda la informaci贸n agregada del mercado o proceso correspondiente.

-Cuando estos ficheros agregados correspondan a la acumulaci贸n de ficheros horarios en los que se incluya la misma informaci贸n correspondiente a diversos per铆odos horarios de un d铆a determinado, el operador del mercado proceder谩 a la validaci贸n correspondiente. En los casos en los que el fichero de cierre no coincida con los ficheros horarios no ser谩 considerado v谩lido procedi茅ndose a su env铆o al operador del sistema.

-La liquidaci贸n que de forma diaria realiza el operador del mercado no incluir谩 los ficheros que no han superado la validaci贸n y enviar谩 un mensaje a todos los agentes y al operador del sistema indicando los motivos por los que no se incluye dicho fichero.

-Transcurridos tres d铆as h谩biles, dicho fichero se incluir谩 en el c谩lculo de las liquidaciones indicando que los valores son provisionales pendientes de su correcci贸n.

26.1. Informaci贸n que debe suministrar el operador del sistema al operador del mercado.

El operador del sistema pondr谩 a disposici贸n del operador del mercado la informaci贸n necesaria para la realizaci贸n de los procesos del mercado y la liquidaci贸n de las transacciones efectuadas mediante los ficheros establecidos en la versi贸n vigente del documento 芦Modelo de ficheros para el intercambio de informaci贸n entre OS y OM/Agentes禄, acordado entre ambos operadores en lo relativo a los ficheros intercambiados entre ambos, y publicado por el operador del sistema.

Dentro de las validaciones que se efectuar谩n, adem谩s de las anteriormente indicadas, se comprobar谩 que los programas enviados cumplen el equilibrio generaci贸n-demanda en cada per铆odo horario, excepto en los programas horarios operativos. Se comprobar谩 que los ficheros de programas corresponden a la acumulaci贸n del programa previo m谩s los redespachos del mismo. Cualquier informaci贸n relativa a la energ铆a de una unidad, ya sea de adquisici贸n o producci贸n, se comprobar谩 que est谩 incluida entre el m谩ximo y el m铆nimo declarado en el sistema de informaci贸n del operador del mercado. Igualmente se comprobar谩 que no existen redespachos de energ铆a con etiquetas distintas a las permitidas en las especificaciones de los ficheros.

La informaci贸n enviada por el operador del sistema ser谩 la que a continuaci贸n figura:

26.1.1. Mercado diario.

-Informaci贸n relativa a las indisponibilidades de las unidades de producci贸n.

Este fichero ser谩 enviado por el operador del sistema cada vez que sea actualizada esta informaci贸n.

-Informaci贸n enviada antes del cierre de la sesi贸n:

Fichero de previsi贸n de demanda.

Este fichero contiene la mejor previsi贸n de demanda para el d铆a siguiente, como m铆nimo.

Ofertas de los contratos internacionales a largo plazo de Red El茅ctrica de Espa帽a, SA.

26.1.2. Procesos de soluci贸n de restricciones t茅cnicas del programa base de funcionamiento.

Informaci贸n del resultado de la soluci贸n de restricciones t茅cnicas realizada por el operador del sistema:

-Redespachos por restricciones t茅cnicas:

Este fichero contiene la informaci贸n de las alteraciones al programa b谩sico de funcionamiento debido a la soluci贸n de restricciones t茅cnicas.

-Limitaciones a la posibilidad de alterar la asignaci贸n a las unidades de producci贸n en el proceso de recuadre:

Este fichero contiene la informaci贸n de las limitaciones a subir y/o bajar a unidades de producci贸n para cumplir los criterios de seguridad.

-Programa diario viable provisional (PVP):

Este fichero ser谩 el resultado de la suma del programa base de funcionamiento (PBF), las alteraciones al programa debidas a las restricciones t茅cnicas y sus recuadres.

-Subasta de capacidad de las interconexiones

Ingresos obtenidos por el operador del sistema como resultado de las distintas subastas de capacidad de la interconexi贸n.

26.1.3. Mercado de servicios complementarios de regulaci贸n secundaria.

-Asignaci贸n de la regulaci贸n secundaria:

Asignaci贸n de regulaci贸n secundaria:

Banda asignada a subir y bajar a cada unidad de producci贸n.

Precios de asignaci贸n de secundaria:

Fichero con los precios marginales resultantes de la asignaci贸n de banda de regulaci贸n secundaria.

-Resultado de la asignaci贸n de la regulaci贸n secundaria, seguimiento en tiempo real:

Valores horarios de las variables necesarias para efectuar las anotaciones y proceder a las liquidaciones correspondientes a los resultados en tiempo real del comportamiento de las zonas de regulaci贸n secundaria.

Energ铆a de regulaci贸n secundaria aportada a subir y a bajar.

Precios de la energ铆a de regulaci贸n secundaria aportada a subir y a bajar.

-Programa diario viable definitivo (PVD):

-Programa final resultante del mercado diario. Este programa coincidir谩 con el programa diario viable provisional (PVP).

546>>26.1.4. Mercado intradiario.

26.1.4. Mercado intradiario.

Informaci贸n relativa a las indisponibilidades de las unidades de producci贸n:

Este fichero ser谩 enviado por el operador del sistema cada vez que sea actualizada esta informaci贸n.

Informaci贸n enviada antes de la apertura de la sesi贸n:

-Fichero de previsi贸n de demanda.

Este fichero contiene la mejor previsi贸n de demanda para el d铆a siguiente, como m铆nimo.

-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, antes de cada mercado intradiario. La informaci贸n contenida en este fichero ser谩 coherente con la informaci贸n contenida en el fichero de indisponibilidades.

El procedimiento utilizado para la comunicaci贸n, de al menos los ficheros correspondientes a las indisponibilidades, y a las limitaciones a la posibilidad de ofertar en el mercado intradiario, deber谩 ser tal que permita asegurar al operador del sistema que el fichero ha sido validado y recibido por el operador del mercado, conforme a la hora del sistema de informaci贸n del operador del mercado. As铆 mismo el operador del mercado deber谩 poder tener constancia sobre el contenido y la hora de recepci贸n de los ficheros.

Este fichero ser谩 enviado por el operador del sistema antes de la apertura de cada sesi贸n, siempre que modifique su informaci贸n respecto a la anterior sesi贸n.

Informaci贸n enviada despu茅s de la casaci贸n de la sesi贸n:

-Redespachos por restricciones t茅cnicas:

Este fichero contiene la informaci贸n de las alteraciones al resultado de la casaci贸n de cada mercado intradiario.

-Anulaci贸n de horas en sesiones de mercados intradiarios:

Este fichero contiene la informaci贸n de las horas en sesiones de mercados intradiarios cuyas transacciones han sido anuladas por el operador del sistema por no haber podido programarlas por alguna raz贸n.

26.1.5. Procedimiento de gesti贸n de desv铆os.

-Asignaci贸n de desv铆os:

Fichero con las energ铆as asignadas en el programa horario operativo por desv铆os comunicados y por resoluci贸n de desv铆os.

-Redespachos de desv铆os:

Este fichero contiene las modificaciones de energ铆a entre el programa horario final y el programa horario operativo y su hora de publicaci贸n. En el caso de resoluci贸n de desv铆os se indicar谩 el precio.

-Redespachos de desv铆os comunicados que est谩n considerados en cada convocatoria de gesti贸n de desv铆os.

26.1.6. Servicio complementario de regulaci贸n terciaria.

-Asignaci贸n de regulaci贸n terciaria:

Fichero con las energ铆as asignadas en el programa horario operativo por el servicio complementario de regulaci贸n terciaria.

-Redespachos por el servicio complementario de regulaci贸n terciaria:

Este fichero contiene las modificaciones de energ铆a entre el programa horario final y el programa horario operativo, indicando a qu茅 precio.

26.1.7. Situaciones excepcionales o de emergencia.

-Asignaci贸n de energ铆a:

Fichero con las energ铆as asignadas en el programa horario operativo por situaciones de emergencia.

-Redespachos por emergencia:

Este fichero contiene las modificaciones de energ铆a entre el programa horario final y el programa horario operativo. En el caso de que hayan sido resueltas con la oferta de regulaci贸n terciaria se har谩 constar dicha circunstancia y el precio.

-Asignaci贸n de banda por mecanismo excepcional:

Se indicar谩 la banda a subir y/o bajar asignada por mecanismo de emergencia.

-Oferta de terciaria de las unidades de producci贸n asignadas por restricciones t茅cnicas:

En el caso de unidades de producci贸n asignadas por mecanismos de emergencia cuya energ铆a se valore seg煤n su oferta de regulaci贸n terciaria, se comunicar谩 la oferta completa de energ铆a en el sentido en que fue asignada.

26.1.8. Medidas.

Datos estructurales de puntos frontera, que contienen la siguiente informaci贸n:

Identificaci贸n del punto frontera: C贸digo y descripci贸n.

Actividades a un lado y otro de la frontera que se define.

Unidades de producci贸n o adquisici贸n con las que se relaciona a ambos lados de la frontera.

C贸digos de las empresas situadas a ambos lados de la frontera.

Cualquier otra informaci贸n estructural necesaria para aplicar correctamente las p茅rdidas de transporte y distribuci贸n.

Cualquier modificaci贸n de estos datos o alta o baja de puntos frontera habr谩 de ser comunicada.

-Valores horarios provisionales de los puntos frontera, con indicaci贸n de la procedencia (activa o reactiva) y la clase de medida (Principal, redundante, comprobante, estimada o transitoria).

-Valores horarios definitivos de los puntos frontera, con indicaci贸n de la procedencia (activa o reactiva) y la clase de medida (Principal, redundante, comprobante, estimada o transitoria).

-Valores horarios provisionales de medida de las unidades de producci贸n y adquisici贸n.

-Valores horarios definitivos de medida de las unidades de producci贸n y adquisici贸n.

-Valores mensuales definitivos de puntos frontera.

-Valores horarios provisionales de p茅rdidas en la red de transporte.

-Valores horarios definitivos de p茅rdidas en la red de transporte.

-Acumulados horarios entre actividades.

-Valores de desv铆os entre fronteras internacionales y programas internacionales, para Portugal, Francia, Andorra y Marruecos.

Plazos de env铆o de las informaciones relativas a las medidas:

1. Con periodicidad diaria y antes de las 10.30 horas se enviar谩n las posibles modificaciones a los mismos y altas o bajas en puntos frontera.

2. Las medidas horarias provisionales de los puntos frontera y de las unidades de producci贸n y adquisici贸n, los valores horarios provisionales de p茅rdidas en la red de transporte, los acumulados horarios entre actividades y los desv铆os de regulaci贸n entre sistemas se enviar谩n todos los d铆as antes de las 11.00 horas.

3. Las medidas horarias definitivas de los puntos frontera y de las unidades de producci贸n y adquisici贸n, los valores mensuales definitivos de los puntos frontera, los valores horarios definitivos de p茅rdidas en la red de transporte y los acumulados horarios entre actividades, se enviar谩n antes de las 18 horas del segundo d铆a h谩bil del mes siguiente.

Se validar谩 que todos los valores de medida est茅n referidos a puntos frontera y unidades de producci贸n o adquisici贸n dadas de alta en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

26.1.9. Garant铆a de potencia.

-Producciones netas mensuales de las centrales de bombeo mixto realizadas con aportaciones propias en los 煤ltimos cinco a帽os naturales.

-Producciones netas mensuales de las centrales hidr谩ulicas convencionales en los 煤ltimos cinco a帽os naturales.

Plazos de env铆o de las informaciones relativas a la garant铆a de potencia:

El fichero de volumen 煤til de llenado de centrales de bombeo puro se enviar谩 al d铆a siguiente.

Las producciones netas hist贸ricas de las centrales hidr谩ulicas de bombeo mixto y convencionales, se enviar谩n no m谩s tarde del mes de enero del a帽o n para los 12 meses del a帽o n-1.

26.1.10. Contratos internacionales suscritos por Red El茅ctrica de Espa帽a, SA.

-Valores de coste fijo y variable y energ铆as correspondientes a la liquidaci贸n mensual de los contratos de importaci贸n de EDF, de exportaci贸n a EDF, de exportaci贸n a FEDA y de exportaci贸n a ONE, suscritos antes del 31-12-1997, que son a los que se refiere el apartado 3潞 de la disposici贸n transitoria novena de la Ley 54/1997.

-Los plazos de env铆o de las informaciones relativas a los Contratos Internacionales suscritos por Red El茅ctrica de Espa帽a SA tendr谩n que estar a disposici贸n del operador del mercado antes del tercer d铆a h谩bil anterior al d铆a de cobros y pagos, fijado en la Regla 22.7.

26.1.11. Coordinaci贸n de la informaci贸n de las unidades de producci贸n y adquisici贸n.

Unidades de producci贸n y adquisici贸n en la base de datos del operador del sistema.

Cualquier cambio en que pueda afectar a los procesos de comunicaci贸n de dicha informaci贸n deber谩 ser acordada entre el operador del mercado y el operador del sistema, fijando conjuntamente la fecha para la entrada en vigor de los cambios considerados.

26.2. Informaci贸n que debe suministrar el operador del mercado al operador del sistema.

El operador del mercado pondr谩 a disposici贸n del operador del sistema la informaci贸n necesaria para la realizaci贸n de procesos, de gesti贸n mediante los ficheros establecidos en la versi贸n m谩s actualizada del documento 芦Modelo de ficheros para el intercambio de Informaci贸n entre OS y OM/Agentes禄, acordado entre ambos operadores en lo relativo a los ficheros intercambiados entre ellos, y publicado por el operador del sistema.

Dentro de las validaciones que efectuar谩 el operador del sistema, comprobar谩 que los ficheros de los programas corresponden a la acumulaci贸n del programa previo m谩s los redespachos del mismo.

El operador del mercado deber谩 suministrar al operador del sistema la siguiente informaci贸n:

Mercado Diario:

-Programa base de casaci贸n (PBC).

Este fichero contiene el resultado de la asignaci贸n de energ铆a soluci贸n del proceso de casaci贸n del mercado diario.

-Precios marginales del mercado diario.

Fichero con los precios marginales resultante de la casaci贸n.

-Datos de las ofertas del mercado diario.

Este fichero contiene todas las ofertas v谩lidas recibidas en el proceso de mercado diario casadas y no casadas.

-Orden de precedencia econ贸mica del mercado diario.

Este fichero contiene las ofertas casadas totalmente, casadas parcialmente y no casadas ordenadas seg煤n los criterios establecidos en la regla correspondiente.

-Datos de los contratos bilaterales f铆sicos.

Este fichero contiene los contratos bilaterales f铆sicos recibidos por el operador del mercado y la informaci贸n del coste en pesetas/kWh para la adquisici贸n de la capacidad disponible en la interconexi贸n, en caso de producirse restricciones en la misma.

-Programa diario base de funcionamiento (PBF).

Este fichero ser谩 el resultado de la suma al programa base de casaci贸n (PBC), de los autoproductores y productores en r茅gimen especial declarados por los agentes y de los Contratos bilaterales f铆sicos ejecutados.

Desgloses de las producciones previstas para las unidades de producci贸n y de los insumos de las unidades de adquisici贸n al mercado diario.

Procesos de soluci贸n de restricciones t茅cnicas del programa base de funcionamiento:

-Redespachos del programa diario viable provisional con precios.

-Este fichero contiene los recuadres a las alteraciones al PBF, soluci贸n de restricciones t茅cnicas.

Mercado Intradiario:

-Resultado incremental de la casaci贸n de cada mercado intradiario.

-Este fichero contiene la informaci贸n resultado incremental de la casaci贸n del mercado intradiario, respecto al PVD en el caso de la primera sesi贸n o respecto al programa horario final de mercado anterior en el resto de sesiones.

-Resultado acumulado de la casaci贸n de cada mercado intradiario.

-Este fichero contiene la informaci贸n acumulada resultado de la casaci贸n del mercado intradiario.

-Precios marginales resultantes de cada sesi贸n del mercado intradiario.

-Fichero con los precios marginales resultante de la casaci贸n.

-Datos de las ofertas recibidas de cada mercado intradiario.

-Este fichero contiene todas las ofertas v谩lidas recibidas en el proceso de mercado diario casadas y no casadas.

-Orden de precedencia econ贸mica de cada sesi贸n del mercado intradiario.

-Este fichero contiene las ofertas casadas totalmente, casadas parcialmente y no casadas ordenadas seg煤n los criterios establecidos en la regla correspondiente.

-Desgloses de las producciones acumuladas previstas para las unidades de producci贸n y de los insumos de las unidades de adquisici贸n al mercado de cada sesi贸n del mercado intradiario.

-Programa horario final resultado de cada sesi贸n del mercado intradiario (PHF).

Este fichero coincide con la suma del programa acumulado resultado de la casaci贸n, m谩s los redespachos soluci贸n de restricciones t茅cnicas.

Coordinaci贸n de la informaci贸n de las unidades de producci贸n y adquisici贸n

-Unidades de producci贸n y adquisici贸n en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

Cualquier cambio en que pueda afectar a los procesos de comunicaci贸n de dicha informaci贸n deber谩 ser acordada entre el operador del mercado y el operador del sistema, fijando conjuntamente la fecha para la entrada en vigor de los cambios considerados.

Regla 27陋 R茅gimen de la operaci贸n en el mercado.

27.1. Corresponde a la Compa帽铆a Operadora del Mercado Espa帽ol de Electricidad, SA, como operador del mercado y responsable de la gesti贸n econ贸mica del sistema, la realizaci贸n de todas las funciones necesarias para el eficaz desarrollo del mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica, en especial, del mercado diario y del mercado intradiario, del r茅gimen de liquidaciones y, en general, las que le asignan las disposiciones legales y reglamentarias sobre la materia.

27.2. El operador del mercado ejercer谩 sus funciones cumpliendo lo establecido en las disposiciones legales y reglamentarias que regulan el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica. Adem谩s, en la operaci贸n del mercado, actuar谩 de acuerdo con lo establecido en las presentes Reglas de Funcionamiento del Mercado y con los sistemas de informaci贸n y comunicaci贸n integrados en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

27.3. Los agentes del mercado actuar谩n en el mercado cumpliendo lo establecido en las disposiciones legales y reglamentarias, y de acuerdo con lo establecido en las presentes Reglas de Funcionamiento y en los sistemas de informaci贸n y comunicaci贸n integrados en el sistema de informaci贸n del operador del mercado.

27.4. A los efectos del cumplimiento de lo establecido en estas Reglas de Funcionamiento y, en especial, en la Regla 27.3, el operador del mercado pondr谩 a disposici贸n de los agentes del mercado los programas y documentaci贸n asociada al sistema de informaci贸n del operador del mercado, a utilizar por 茅stos, as铆 como las modificaciones y nuevas versiones que de tales programas se produzcan. Dicha puesta a disposici贸n se articular谩 a trav茅s de convenios a celebrar por el operador del mercado con cada uno de los agentes del mercado, en los que se determinar谩 la forma y condiciones de la cesi贸n. Los convenios comprender谩n tambi茅n la prestaci贸n por el operador del mercado a los agentes de los servicios de asistencia, formaci贸n espec铆fica, aptitud del personal de operaci贸n directa en el mercado y sistema de pruebas para el mejor funcionamiento del mercado y garant铆a de su operaci贸n.

27.5. El operador del mercado no responder谩 de las consecuencias de las actuaciones en las que intervengan los agentes del mercado o terceros, ni de las derivadas de la aplicaci贸n de las presentes Reglas de Funcionamiento y de los sistemas de informaci贸n y comunicaci贸n integrados en el sistema de informaci贸n del operador del mercado. Tampoco responder谩 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 car谩cter fortuito, de las consecuencias indirectas de las actuaciones y operaciones desarrolladas en el mercado de producci贸n el茅ctrica ni de los riesgos derivados del funcionamiento del mismo.

Regla 28陋 Entrada en vigor, duraci贸n y modificaciones de las reglas de funcionamiento del mercado.

28.1. Las Reglas de Funcionamiento del Mercado entrar谩n en vigor en la fecha de la resoluci贸n del Ministerio de Industria y Energ铆a que las apruebe, en los t茅rminos establecidos en el art铆culo 27.3 del Real Decreto 2019/1997 de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica y permanecer谩n vigentes con car谩cter indefinido sin perjuicio de las modificaciones a que se refiere esta Regla, salvo que la Ley o sus normas de desarrollo establezcan un t茅rmino de duraci贸n para el mismo o dispongan su terminaci贸n.

28.2. Por virtud de lo establecido en el art铆culo 27.3 del Real Decreto 2019/1997 de 26 de diciembre por el que se organiza y regula el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica, corresponde al operador del mercado presentar al Ministerio de Industria y Energ铆a, para su aprobaci贸n, las propuestas de modificaciones a las Reglas de Funcionamiento del Mercado que considere adecuadas para la mejor ejecuci贸n de lo previsto en la Ley del Sector El茅ctrico y en sus normas de desarrollo.

El operador del mercado vendr谩 obligado a presentar al Ministerio de Industria y Energ铆a propuestas de modificaci贸n de las presentes Reglas de Funcionamiento del Mercado en aquellos casos en que sea necesario para cumplir con lo que establezcan la Ley o sus normas de desarrollo vigentes en cada momento, quien resolver谩 previo informe de la Comisi贸n Nacional del Sistema El茅ctrico.

De igual modo, el operador del mercado, por propia iniciativa y previo informe del Comit茅 de Agentes del Mercado revisar谩 las presentes Reglas cuando resulte conveniente. El informe del Comit茅 de Agentes del Mercado deber谩 emitirse en el plazo de 15 d铆as entendi茅ndose emitido transcurrido dicho plazo. De igual modo, el operador del mercado presentar谩 al Ministerio de Industria y Energ铆a las propuestas de modificaci贸n de las Reglas de Funcionamiento del Mercado que presente el Comit茅 de Agentes del Mercado.

En todo caso, la adhesi贸n de cada agente del mercado a las Reglas de Funcionamiento del Mercado lo es, tambi茅n, a todas las modificaciones que puedan introducirse en las mismas en virtud de lo establecido en esta Regla.

28.3. En todo caso, el operador del mercado podr谩 dictar las instrucciones que resulten necesarias por la mejor aplicaci贸n de las Reglas de Funcionamiento del Mercado, que deber谩n cumplir los vendedores y compradores que participen en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica. En particular, el operador del mercado podr谩 elaborar gu铆as de usuario para la eficaz utilizaci贸n por los agentes del mercado de los sistemas inform谩ticos que la normal operaci贸n del mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica requiera.

Regla 29陋 Notificaciones y presentaci贸n de reclamaciones al operador del mercado.

29.1. Notificaciones.

29.1.1. Cualesquiera notificaciones que deban hacerse por virtud de estas Reglas de Funcionamiento del Mercado lo ser谩n en la direcci贸n de las partes que figura en el encabezamiento del correspondiente Contrato de Adhesi贸n. No obstante, las partes podr谩n variar el lugar de recepci贸n de las notificaciones por medio de la notificaci贸n que hagan a la otra con siete (7) d铆as de antelaci贸n a que se produzca tal cambio.

29.1.2. Las notificaciones deber谩n hacerse por cualquier medio que deje constancia del contenido de la comunicaci贸n y de su recepci贸n.

29.2. Presentaci贸n de reclamaciones al operador del mercado.

Los agentes del mercado podr谩n reclamar tanto el resultado de las validaciones como el resultado de los diferentes mercados, as铆 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, tendr谩n los efectos establecidos en las reglas correspondientes. Las dem谩s reclamaciones ser谩n igualmente contestadas por el operador del mercado, pero no tendr谩n los efectos anteriormente indicados.

El proceso de reclamaciones ser谩 el siguiente:

a) Las reclamaciones ser谩n realizadas a trav茅s de la aplicaci贸n inform谩tica del sistema del operador del mercado destinada a esta funci贸n siempre que la misma est茅 disponible, admiti茅ndose el uso del FAX, exclusivamente en caso de fallo de la misma.

b) Las reclamaciones ser谩n conocidas por todos los agentes, salvo aquellas que por su contenido de informaci贸n sensible, el agente decida establecer como confidenciales. El agente reclamante en cualquier momento puede cambiar el grado de confidencialidad de una reclamaci贸n. El operador del mercado respetar谩 el car谩cter de confidencialidad declarado en la reclamaci贸n, si bien puede solicitar que se justifique el mismo.

c) Adoptada por el operador del mercado la decisi贸n procedente sobre las reclamaciones e informaciones recibidas de los agentes, continuar谩 el proceso hasta su finalizaci贸n, sin perjuicio de la reiteraci贸n de la reclamaci贸n por el agente interesado en momento posterior, con los efectos que correspondan.

d) Los agentes tendr谩n en todo momento acceso a las reclamaciones efectuadas por ellos mismos y a las declaradas como no confidenciales por el resto de los agentes.

e) El sistema de informaci贸n del operador del mercado indicar谩 la fecha y hora de cada escritura sobre el texto de la reclamaci贸n, as铆 como la identificaci贸n de quien la realiz贸.

f) El sistema de informaci贸n del operador del mercado asegurar谩 que ni el agente, ni el operador del mercado pueden alterar informaciones previamente introducidas en la reclamaci贸n.

Regla 30陋 Legislaci贸n aplicable y soluci贸n de conflictos.

30.1. Ser谩n de aplicaci贸n a estas Reglas de Funcionamiento del Mercado las leyes espa帽olas.

30.2. Los conflictos que puedan surgir en la aplicaci贸n de las presentes Reglas de Funcionamiento del Mercado se resolver谩n de acuerdo con lo establecido en el art铆culo 8.1.14陋 de la Ley del Sector El茅ctrico y en la disposici贸n transitoria octava del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre. Las controversias, desacuerdos, reclamaciones y diferencias que puedan surgir en esta materia, respetando las competencias de la Comisi贸n Nacional del Sistema El茅ctrico, se someten, con renuncia a cualquier otro juez o tribunal que pudiera resultar competente, o al arbitraje de dicha Comisi贸n, de acuerdo con el art铆culo 8.1.10陋 de la Ley 54/1997, o al arbitraje de derecho que se celebrar谩 en la ciudad de Madrid por tres 谩rbitros, de conformidad con las reglas de la UNCITRAL y con la Ley de Arbitraje de Derecho Privado de 5 de diciembre de 1988 y, por consiguiente, con sometimiento expreso al laudo que se dicte. 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

Las reglas que se relacionan en la presente regla adicional, en cuanto a la materia que igualmente se expresa, entrar谩n en vigor con anterioridad a las fechas siguientes:

1. Tres meses a partir de la aprobaci贸n de las presentes reglas, las reglas 6.4 y 16.4.

2. Dos meses a partir de la aprobaci贸n de las presentes reglas, lo establecido en las reglas 10.2, 10.3, 10.4, 10.5, 17.2 y 17.3. Hasta dicha fecha continuar谩 en vigor el contenido a estos efectos de las reglas aprobadas con fecha 30 de junio de 1997.

3. Un mes a partir de la aprobaci贸n de las presentes reglas, lo establecido en la regla 11. Hasta dicha fecha continuar谩 en vigor la regla 11 de las reglas aprobadas con fecha 30 de junio de 1997.

4. La sexta sesi贸n del mercado intradiario, necesaria para cumplir la regla 13.3, ser谩 implementada por el operador del mercado una vez consultada la fecha con los agentes del mercado y el operador del sistema.

La fecha efectiva de entrada en vigor de las reglas se帽aladas ser谩 comunicada por el operador del mercado a todos los agentes del mercado y operador del sistema a trav茅s de los sistemas de comunicaci贸n de aqu茅l, sin perjuicio de las pruebas previas que se realicen con participaci贸n de los agentes.