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14 may 2022
Resolución de 6 de mayo de 2021, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se aprueban las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de energía eléctrica para su adaptación de los límites de oferta a los límites de casación europeos
Qué ha cambiado (13 artículos)
Regla 8▾
Párrafo añadido
La falta de aportación de garantías por los titulares de unidades de adquisición para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de la liquidación del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, impedirá la participación de estas unidades en los diferentes mercados de producción de energía eléctrica.
Regla 10▾
Párrafo añadido
Aquellas unidades de oferta de adquisición que no hayan satisfecho los requerimientos de garantías para cubrir el posible déficit en las liquidaciones del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica según lo establecido en la Regla «Régimen de determinación del importe de las garantías y método de su constitución», serán suspendidas por el operador del mercado.
Párrafo añadido
La suspensión de unidades por parte del operador de mercado se comunicará al operador del sistema español o portugués al que corresponda la unidad de programación, que procederá a suspender la actuación de dichas unidades de adquisición a partir de la recepción de la comunicación.
Regla 12▾
AntesSe darán de alta dos unidades de oferta genérica, en el sistema eléctrico portugués y/o español según corresponda, una de venta y otra de adquisición, asociadas a la misma unidad de programación genérica, para la negociación en el mercado diario de los saldos de energía previos al mercado diario, correspondientes a la notificación del uso de derechos de capacidad, y contratos bilaterales firmes previos al mercado diario. Las unidades de oferta genéricas no podrán presentar ofertas en el mercado intradiario continuo.
AhoraSe darán de alta dos unidades de oferta genérica, en el sistema eléctrico portugués y, en su caso, español según corresponda, una de venta y otra de adquisición, asociadas a la misma unidad de programación genérica, para la negociación en el mercado diario de los saldos de energía previos al mercado diario, correspondientes a la notificación del uso de derechos de capacidad, y contratos bilaterales firmes previos al mercado diario. Las unidades de oferta genéricas no podrán presentar ofertas en el mercado intradiario continuo.
AntesCada unidad de oferta, sea de venta o de compra, corresponderá con una unidad de programación. Una unidad de programación no podrá estar asociada a dos unidades de oferta.
AhoraCada unidad de oferta, sea de venta o de compra, corresponderá con una unidad de programación. Una unidad de programación no podrá estar asociada a más de una unidad de oferta.
Párrafo añadido
De acuerdo a lo regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, las instalaciones con derecho a percibir el ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista, deberán constituir una unidad de oferta y su unidad de programación correspondiente asociando únicamente una instalación. En el caso de las instalaciones de producción correspondientes a tecnología de cogeneración referidas en el artículo 2.1.c) del mencionado real decreto-ley, la unidad de oferta y su unidad de programación podrán agregar diferentes instalaciones siempre que todas ellas tengan derecho a percibir dicho ajuste. Los agentes responsables de las instalaciones referidas en el artículo 2.1 de este mismo real decreto-ley, deberán identificar las unidades de oferta beneficiarias del ajuste ante el operador del mercado.
Párrafo añadido
Una vez que el agente de mercado solicite la identificación y sea aprobada, le será de aplicación el mecanismo de ajuste a partir de la siguiente casación del mercado diario y nunca sobre fechas cuya casación del mercado diario ya se hubiera producido.
Párrafo añadido
Cualquier otro cambio que se produzca en la configuración de las unidades de oferta que tengan impacto sobre la participación en el mercado de una instalación o en sus liquidaciones no tendrán efecto sobre fechas cuya casación del mercado diario ya se hubiera producido.
Eliminado– Las unidades genéricas
Antes– Las unidades de comercialización de referencia
Ahora– Las unidades genéricas.
Párrafo añadido
– Las unidades de comercialización de referencia.
Regla 19▾
AntesEl operador del mercado pondrá a disposición de los agentes del mercado la información necesaria mediante los métodos y formatos establecidos en la versión vigente del documento «Modelo de ficheros para el intercambio de información entre OM y AM», en lo relativo a los ficheros intercambiados entre ambos, y publicado por el operador del mercado. La información publicada se puede clasificar en los siguientes conjuntos:
AhoraEl operador del mercado pondrá a disposición de los agentes del mercado la información necesaria mediante los métodos y formatos establecidos en la versión vigente del documento "Modelo de ficheros para el intercambio de información entre OM y AM", en lo relativo a los ficheros intercambiados entre ambos, y publicado por el operador del mercado.
Párrafo añadido
El operador del mercado informará a los agentes de mercado de la fecha de activación, suspensión o reactivación del Mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista.
Párrafo añadido
La información publicada se puede clasificar en los siguientes conjuntos:
Antes– Fichero de ofertas.
Ahora– Ofertas recibidas.
Párrafo añadido
– El precio del gas natural en €/MWh que se corresponde con el parámetro PGNregulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo.
Párrafo añadido
– Precio de referencia del gas natural en €/MWh que se corresponde parámetro PRGNregulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo.
Eliminado– Ficheros de consulta de resultados del mercado diario:
EliminadoPrecios marginales del programa diario resultante de la casación del mercado diario.
EliminadoPrograma Diario Base de Casación (PDBC).
AntesPrograma Diario Base de Funcionamiento (PDBF).
Ahora– Resultados del mercado diario:
Párrafo añadido
• Precios marginales del programa diario resultante de la casación del mercado diario.
Párrafo añadido
• Programa Diario Base de Casación (PDBC).
Párrafo añadido
• Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF).
AntesSubastas Intradiarias
AhoraSubastas Intradiarias.
Antes– Fichero de ofertas.
Ahora– Ofertas recibidas.
Eliminado– Ficheros de consulta de resultados de los mercados intradiarios de subastas:
EliminadoPrecios marginales del programa resultante de la casación del mercado intradiario de subastas.
EliminadoPrograma Intradiario Base de Casación Incremental y Acumulado (PIBCI y PIBCA).
EliminadoPrograma Horario Final (PHF).
AntesHoras anuladas por el operador del mercado o por los operadores del sistema.
Ahora– Resultados de los mercados intradiarios de subastas:
Párrafo añadido
• Precios marginales del programa resultante de la casación del mercado intradiario de subastas.
Párrafo añadido
• Programa Intradiario Base de Casación Incremental y Acumulado (PIBCI y PIBCA).
Párrafo añadido
• Programa Horario Final (PHF).
Párrafo añadido
• Horas anuladas por el operador del mercado o por los operadores del sistema.
Eliminado– Limitaciones unitarias a las unidades de oferta
Eliminado– Indisponibilidades de las unidades de oferta
Eliminado– Garantías disponibles
Eliminado– Ficheros de consulta de resultados del mercado intradiario continuo:
EliminadoPrecios de referencia, volúmenes negociados, así como aquella información de carácter público que se considere relevante del mercado intradiario continuo.
EliminadoPrograma Intradiario Base de Casación Incremental Continuo y Acumulado Continuo (PIBCIC y PIBCAC).
EliminadoPrograma Horario Final Continuos (PHFC).
AntesHoras anuladas por el operador del mercado o por los operadores del sistema.
Ahora– Limitaciones unitarias a las unidades de oferta.
Párrafo añadido
– Indisponibilidades de las unidades de oferta.
Párrafo añadido
– Garantías disponibles.
Párrafo añadido
– Resultados del mercado intradiario continuo:
Párrafo añadido
• Precios de referencia, volúmenes negociados, así como aquella información de carácter público que se considere relevante del mercado intradiario continuo.
Párrafo añadido
• Programa Intradiario Base de Casación Incremental Continuo y Acumulado Continuo (PIBCIC y PIBCAC).
Párrafo añadido
• Programa Horario Final Continuos (PHFC).
Párrafo añadido
• Horas anuladas por el operador del mercado o por los operadores del sistema.
Eliminado– Fichero de anotaciones horarias.
EliminadoMercado correspondiente.
EliminadoUnidad de venta, adquisición.
EliminadoCantidad.
EliminadoPrecio unitario.
EliminadoDerecho de cobro o/y obligación de pago correspondiente.
AntesTotal de derechos de cobro u obligaciones de pago acumulados por mercado.
Ahora– Fichero de anotaciones horarias:
Párrafo añadido
• Mercado correspondiente.
Párrafo añadido
• Unidad de venta, adquisición.
Párrafo añadido
• Cantidad.
Párrafo añadido
• Precio unitario.
Párrafo añadido
• Derecho de cobro o/y obligación de pago correspondiente.
Párrafo añadido
• Total de derechos de cobro u obligaciones de pago acumulados por mercado.
Eliminado– Fichero de adquisiciones en el mercado de los comercializadores de referencia.
Párrafo añadido
– Información relativa a la liquidación y requerimientos de garantías del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulados en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo.
Regla 35▾
EliminadoLa renta de congestión que se genere en la interconexión entre España y Francia se repartirá a partes iguales entre el operador del sistema eléctrico español y francés.
EliminadoSe anotará una obligación de pago al sistema eléctrico francés, en la hora h como:
Eliminado
EliminadoSe anotará un derecho de cobro en cuenta al operador del sistema eléctrico español en la hora h como:
Eliminado
EliminadoAsimismo, en caso de realizarse una nueva casación de acuerdo con la Regla de «Recasación del mercado diario ibérico» se practicarán las siguientes anotaciones en cuenta al operador del sistema eléctrico español en la hora h:
Eliminado
Eliminadosiendo:
EliminadoDCPBCFRES_CI(h): Derecho de cobro en la hora h, en el mercado diario, anotado en cuenta al operador del sistema español, por la aplicación del proceso de separación de mercados entre las dos zonas de oferta, española y francesa.
EliminadoOPPBCFRES_CI(h): Obligación de pago en la hora h, en el mercado diario, al sistema francés, por la aplicación del proceso de separación de mercados entre las dos zonas de oferta, española y francesa.
EliminadoDCPBCFRESAJ_CI(h): Derecho de cobro en la hora h, en el mercado diario, anotado en cuenta al operador del sistema español como ajuste consecuencia de la recasación del mercado diario ibérico y del proceso de separación de mercados entre las dos zonas de oferta, española y francesa.
EliminadoOPPBCFRESAJ_CI(h): Obligación de pago en la hora h, en el mercado diario, anotado en cuenta al operador del sistema español como ajuste consecuencia de la recasación del mercado diario ibérico y del proceso de separación de mercados entre las dos zonas de oferta, española y francesa.
EliminadoEPBCFRES (h): Capacidad de intercambio efectivamente utilizada en el marco del proceso de separación de mercados en la hora h entre la zona de oferta española y francesa.
EliminadoPMH’ (h,z): Precio marginal horario correspondiente a la hora h en el mercado diario (PDBC) en la zona de oferta z resultado de la casación recogida en la Regla de «Recasación del mercado diario ibérico».
Antesz1,z3: Subíndices que se refieren a las zonas de oferta española y francesa respectivamente.
AhoraLa renta de congestión que se genere en la interconexión entre España y Francia se repartirá a partes iguales entre el sistema eléctrico español y francés.
Párrafo añadido
Mientras se encuentre en vigor el mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, las rentas de congestión asignadas al sistema eléctrico español que afloren en el horizonte diario como consecuencia del desacoplamiento de precios en frontera entre la zona española y francesa, serán empleadas para minorar el coste total del ajuste. En particular, las rentas de congestión en el horizonte diario empleadas serán las previstas conforme a lo dispuesto en el artículo 14.3 del referido real decreto-ley.
Párrafo añadido
A los efectos del cálculo de la liquidación de la renta de congestión se anotará:
Párrafo añadido
– Una obligación de pago al sistema eléctrico francés, en la hora h como:
Párrafo añadido
OPPBCFRES_CI(h) = 0,5 * abs(EPBCFRES(h)) * abs(PMH1(h,z1)- PMH1(h,z3))
Párrafo añadido
– Un derecho de cobro en cuenta al sistema eléctrico español en la hora h como:
Párrafo añadido
DCPBCFRES_CI(h) = 0,5 * abs(EPBCFRES(h)) * abs(PMH1(h,z1)- PMH1(h,z3))
Párrafo añadido
Siendo:
Párrafo añadido
DCPBCFRES_CI(h): derecho de cobro en la hora h, en el mercado diario, anotado en cuenta al sistema español, por la aplicación del proceso de separación de mercados entre las dos zonas de oferta, española y francesa.
Párrafo añadido
OPPBCFRES_CI(h): obligación de pago en la hora h, en el mercado diario, al sistema francés, por la aplicación del proceso de separación de mercados entre las dos zonas de oferta, española y francesa.
Párrafo añadido
EPBCFRES (h): capacidad de intercambio efectivamente utilizada en el marco del proceso de separación de mercados en la hora h entre la zona de oferta española y francesa.
Párrafo añadido
PMH1(h,z): precio marginal horario correspondiente a la hora h en el mercado diario en la zona de oferta z resultado de la casación de la sesión del mercado diario.
Párrafo añadido
z1,z3: subíndices que se refieren a las zonas de oferta española y francesa respectivamente.
Regla 51 bis▸
Artículo nuevo
Regla 51.ª bis. Liquidación del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica.
51 bis.1 Liquidación del ajuste a las instalaciones de producción.
Al vendedor de instalaciones con derecho a percepción del ajuste según lo establecido en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, se le anotará un derecho de cobro en cada periodo de programación en el que el total de la energía asignada en el programa diario base de casación (PDBC) más la energía neta negociada en los mercados intradiarios sea mayor que cero. Este derecho de cobro se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía asignada en cada periodo de programación por la cuantía unitaria del ajuste.
El derecho de cobro del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo de programación h será:
DCAJ(up,h,d) = EPROG(up,h,d) * Y(d)
Siendo:
DCAJ(up,h,d): derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de venta up, en el periodo de programación h del día d.
Y(d): cuantía unitaria del ajuste, expresada en €/MWh y redondeada a 2 decimales, según se define en el artículo 3 del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo.
EPROG (up,h,d): energía asignada a la unidad de venta, up, en el periodo de programación h del día d, en el programa diario base de casación (PDBC) más la energía neta negociada en los mercados intradiarios,
Al vendedor de instalaciones con derecho a percepción del ajuste según lo establecido en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, se le anotará una obligación de pago en cada periodo de programación en el que el total de la energía asignada en programa diario base de casación (PDBC) más la energía neta negociada en los mercados intradiarios sea menor que cero. Esta obligación de pago se anotará a la unidad de producción de la que sea titular, o bien no de su titularidad, pero a la que represente en nombre propio y por cuenta ajena y se calculará como el producto de la energía asignada en cada periodo de programación por la cuantía unitaria del ajuste.
La obligación de pago del vendedor para cada unidad de oferta de venta en el periodo de programación h será:
OPAJ(up,h,d) = EPROG(up,h,d) * Y(d)
Siendo:
OPAJ(up,h,d): obligación de pago del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de venta up, en el periodo de programación h.
51 bis.2 Repercusión del coste o ingreso total asociado al mecanismo de ajuste.
El coste o ingreso total asociado de la liquidación del ajuste realizada por el operador del mercado, se repartirá entre todas las unidades de adquisición en proporción a su energía en el último programa horario final que no se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo de conformidad con lo establecido en el artículo 8 del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo.
Este volumen económico se determinará para cada periodo de programación como:
Siendo:
IMPAJ (h,d): coste o ingreso total en la hora h del día d asociado a la liquidación del ajuste realizada por el operador del mercado.
DCAJ(up,h,d): derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de venta up, en el periodo de programación h del día d.
OPAJ(up,h,d): obligación de pago del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de venta up, en el periodo de programación h del día d.
RENTAFR(h,d): incorpora los siguientes conceptos:
– Importe de la renta de congestión en el mercado diario en la interconexión entre Francia y España asignada al sistema eléctrico español, en el periodo h del día d, tal y como se detalla en la regla “Renta de congestión en el mercado diario en la interconexión entre Francia y España”, descontados los costes horarios en concepto de remuneraciones de derechos de transmisión de largo plazo comunicados por el operador del sistema español y como máximo hasta el valor económico de las rentas de congestión horarias generadas en horizonte diario.
– Ingresos adicionales correspondientes a las rentas de congestión netas procedentes de las subastas mensuales de asignación de capacidad en frontera con Francia que se celebren con posterioridad a la entrada en vigor del mecanismo de ajuste definido en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, prorrateados entre todos periodos de los días del mes natural siguiente al de ingreso de dichas rentas de congestión por parte del operador del sistema al operador del mercado.
A los titulares de unidades de adquisición se les anotará una obligación de pago en cada periodo de programación en el que el término IMPAJ (h,d) sea mayor que cero, que se calculará como:
Siendo:
EUA(ua,h,d, z): energía de la unidad de adquisición ua situada en la zona de precio z en el último programa horario final para el periodo de programación h del día d.
EEXU(ua, h, d, z): energía asignada a la unidad de adquisición ua situada en la zona de precio z para el periodo de programación h del día d, exenta del pago del mecanismo de ajuste, y que se calculará como:
Siendo:
EEXA(ag,h,d,z): energía exenta del pago del coste del mecanismo de ajuste correspondiente al agente ag en la zona de precio z para el periodo de programación h del día d, y que se calculará como:
Siendo:
EEX(ag,z,m): energía declarada por el agente sujeta a instrumentos de cobertura a plazo para la zona de precio z en el mes m al que pertenece el día d de conformidad con lo establecido en el artículo 8 del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo.
n: número de horas del mes m al que pertenece el día d.
El resultado del reparto de las energías exentas declaradas por agente EEXA(ag,h,d,z) y por unidad de adquisición EEXU(ua,h,d,z) se truncará a un decimal.
A los titulares de unidades de adquisición se les anotará un derecho de cobro en cada periodo de programación en el que el término IMPAJ (h,d) sea menor que cero, que se calculará como:
Si en un periodo de programación la energía exenta del pago o cobro del ajuste correspondiente a una unidad de adquisición, resultado de los repartos anteriormente indicados, superase el valor de la energía programada en dicho periodo, toda la energía programada resultará exenta del pago o cobro del mecanismo de ajuste, sin que el exceso sea considerado a efectos liquidatorios.
51 bis.3 Unidades de adquisición a efectos de las liquidaciones del coste total asociado al mecanismo de ajuste.
A efectos de las liquidaciones del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, se entenderán como unidades afectas al mecanismo aquellas unidades de adquisición establecidas en la zonas española y portuguesa, a excepción de las unidades de almacenamiento (consumo de bombeo, baterías) y unidades de consumo de servicios auxiliares de instalaciones de generación.
Igualmente, no será tenida en cuenta en la liquidación del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica la energía exenta, declarada por el agente como sujeta a instrumentos de cobertura a plazo, conforme a lo establecido en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo.
La liquidación del coste o ingreso a las unidades de adquisición solo se realizará entre aquellas unidades cuyo titular tenga adquirida la condición de agente del mercado.
Cualquier modificación realizada en los datos o configuración de las unidades de adquisición con impacto sobre la liquidación del mecanismo de ajuste no tendrá efecto sobre fechas cuya casación del mercado diario ya se hubiera producido.
51 bis.4 Energías sujetas a instrumentos de cobertura a plazo
Los agentes de mercado compradores que declaren energía sujeta a instrumentos de cobertura a plazo en los términos establecidos en el artículo 8 del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, deberán facilitar los valores de la energía asociada a su posición neta compradora que se beneficia de las coberturas declaradas en virtud del mencionado artículo, de acuerdo con el formato electrónico y procedimiento operativo que se establezca para su envío.
Los valores de energía remitidos de manera correcta, de acuerdo al párrafo anterior, y dentro de los plazos establecidos, serán los empleados por parte del operador del mercado en la determinación de la energía asociada a las unidades de adquisición que resultará exenta del pago.
Regla 52▸
AntesLa liquidación del flujo resultado del mercado diario en la interconexión entre España y Francia y de la renta congestión que se genere en dicha interconexión se liquidará por los operadores del mercado español y sus homólogos designados en Francia, o terceras partes habilitada por éstos. El operador del mercado español será responsable de liquidar la mitad de la renta de congestión de la interconexión entre España y Francia al operador del sistema español, mientras que los operadores del mercado designados en Francia, o terceras partes habilitadas por éstos, liquidarán la otra mitad al operador del sistema francés, de acuerdo con lo establecido en cada uno de los sistemas eléctricos.
AhoraLa liquidación del flujo resultado del mercado diario en la interconexión entre España y Francia y de la renta congestión que se genere en dicha interconexión se liquidará por los operadores del mercado español y sus homólogos designados en Francia, o terceras partes habilitada por éstos. El operador del mercado español será responsable de liquidar la mitad de la renta de congestión de la interconexión entre España y Francia, mientras que los operadores del mercado designados en Francia, o terceras partes habilitadas por éstos, liquidarán la otra mitad al operador del sistema francés, de acuerdo con lo establecido en cada uno de los sistemas eléctricos.
Párrafo añadido
Mientras se encuentre en vigor el mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, las rentas de congestión asignadas al sistema eléctrico español que afloren en el horizonte diario como consecuencia del desacoplamiento de precios en frontera entre la zona española y francesa, serán empleadas para minorar el coste total del ajuste
AntesEn el caso de unidades de venta correspondientes a unidades de producción participadas por varios agentes del mercado, las anotaciones por las energías que forman parte del programa resultante de la casación del mercado diario se realizarán a cada propietario sobre la base de la asignación detallada en la Regla de «Resultado de la casación del mercado diario».
AhoraEn el caso de unidades de venta correspondientes a unidades de producción participadas por varios agentes del mercado, las anotaciones por las energías que forman parte del programa resultante de la casación del mercado diario se realizarán a cada propietario sobre la base de la asignación detallada en la Regla de “Resultado de la casación del mercado diario”.
Regla 53▸
Párrafo añadido
Con posterioridad a la recepción del último programa horario final para el último periodo de programación del día, el operador del mercado pondrá a disposición de los agentes las anotaciones de derechos de cobro y obligaciones de pago correspondientes a la liquidación del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo.
Regla 54▸
Párrafo añadido
A los agentes titulares de unidades de producción reguladas en el artículo 2.1 del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, y a los agentes titulares de unidades de adquisición, o a sus representantes en nombre propio, se les facturará el importe resultante de la aplicación del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulados en dicho real decreto. A efectos de determinar las unidades de adquisición a las que les será de aplicación, se estará a lo establecido en la Regla “Unidades de adquisición a efectos de las liquidaciones del coste total asociado al mecanismo de ajuste”.
AntesAl operador del sistema eléctrico español se le facturarán las rentas de congestión correspondientes al sistema eléctrico español que se hayan tenido en cuenta en el proceso de separación de mercados en las interconexiones entre España y Portugal y entre España y Francia.
AhoraAl operador del sistema eléctrico español se le facturarán las rentas de congestión correspondientes al sistema eléctrico español que se hayan tenido en cuenta en el proceso de separación de mercados en las interconexiones entre España y Portugal.
Párrafo añadido
Existirá una transacción en cada periodo de programación en el que un titular de unidad de adquisición tenga energía programada en el último programa horario final del día y se liquide el coste del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulados en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo. El operador del mercado será la contraparte vendedora.
Párrafo añadido
Existirá una transacción en cada periodo de programación en el que un titular de instalación con derecho a percepción del ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulados en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, tenga apuntes en cuenta correspondientes a los derechos de cobro del ajuste, recogidos en la Regla “Liquidación del ajuste a las instalaciones de producción”, en la que el operador del mercado será la contraparte compradora. Asimismo, existirá una transacción en cada periodo de programación en el que un titular de instalación con derecho a percepción del ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulados en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, tenga apuntes en cuenta correspondientes a obligaciones de pago del ajuste, recogidos en la Regla “Liquidación del ajuste a las instalaciones de producción”, en la que el operador del mercado será la contraparte vendedora.
AntesLa factura incluirá, además de los datos del suministrador y del adquirente de energía tal como se indica en la Regla de «Expedición de la factura», los siguientes conceptos:
AhoraLa factura incluirá, además de los datos del suministrador y del adquirente de energía tal como se indica en la Regla de “Expedición de la factura”, los siguientes conceptos:
AntesLa factura incluirá el importe a pagar o a cobrar por las operaciones de compra o venta realizadas en el mercado, que incluye la liquidación de los mercados diarios e intradiarios, así como los conceptos que reglamentariamente se determinen.
AhoraLa factura incluirá el importe a pagar o a cobrar por las operaciones de compra o venta realizadas en el mercado, que incluye la liquidación de los mercados diarios e intradiarios, liquidación del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica realizada por el operador del mercado, así como los conceptos que reglamentariamente se determinen.
AntesLa factura incluirá también las cuotas e impuestos reglamentarios, que se detallan en la Regla «Cuotas e impuestos aplicables».
AhoraLa factura incluirá también las cuotas e impuestos reglamentarios, que se detallan en la Regla “Cuotas e impuestos aplicables”.
Regla 55▸
Eliminado– Los operadores del mercado, designados en España y en Francia, o terceras partes habilitadas por éstos, se harán cargo del 50% del coste de la financiación requerida para hacer frente a los pagos entre ambos sistemas. El coste asignado al operador del mercado español se financiará con cargo a la renta de congestión correspondiente al sistema eléctrico español.
Antes– Asimismo, el coste de la financiación necesaria para cubrir el desfase entre el IVA soportado y el IVA repercutido por el operador del mercado derivado de su actuación como contraparte central de las exportaciones, importaciones e intercambios intracomunitarios en el mercado, se financiará con cargo a la renta de congestión correspondiente al sistema eléctrico español del conjunto de las interconexiones.
Ahora– Los operadores del mercado, designados en España y en Francia, o terceras partes habilitadas por éstos, se harán cargo del 50 % del coste de la financiación requerida para hacer frente a los pagos entre ambos sistemas. El coste asignado al operador del mercado español se financiará con cargo a las rentas de congestión correspondientes al sistema eléctrico español.
Párrafo añadido
– Asimismo, el coste de la financiación necesaria para cubrir el desfase entre el IVA soportado y el IVA repercutido por el operador del mercado derivado de su actuación como contraparte central de las exportaciones, importaciones e intercambios intracomunitarios en el mercado, se financiará con cargo a las rentas de congestión correspondientes al sistema eléctrico español del conjunto de las interconexiones.
Párrafo añadido
– Mientras se encuentre en vigor el mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, el coste de los saldos acreedores en la cuenta bancaria del operador del mercado originado por las rentas de congestión netas transferidas por parte del operador del sistema, procedentes de las subastas mensuales de asignación de capacidad en frontera con Francia, se financiará con cargo a las rentas de congestión del sistema eléctrico español del conjunto de las interconexiones.
AntesSi a las once horas de la fecha de pago el banco del operador del mercado no ha recibido notificación firme de la ejecución del pago emitirá un certificado, indicando el agente y el importe incumplido. Tras recibir esta notificación el operador del mercado aplicará una penalización fija a cada agente incumplidor de 300 euros y ejecutará, previa notificación al interesado, la garantía constituida, conforme se establece en la Regla «Criterios de actuación frente a incumplimientos»:
AhoraSi a las 11 horas de la fecha de pago el banco del operador del mercado no ha recibido notificación firme de la ejecución del pago emitirá un certificado, indicando el agente y el importe incumplido. Tras recibir esta notificación el operador del mercado aplicará una penalización fija a cada agente incumplidor de 300 euros y ejecutará, previa notificación al interesado, la garantía constituida, conforme se establece en la Regla “Criterios de actuación frente a incumplimientos”:
Eliminado– Se minorará a prorrata los derechos de cobro de los agentes del mercado que resulten acreedores en el horizonte de liquidación, lo que origina un préstamo al agente moroso de dichos agentes. Dicha minoración no afectará en ningún caso a la liquidación correspondiente a los operadores del mercado designados en Francia o entidad habilitada por éstos.
Antes– La cantidad adeudada devengará intereses por los días de demora al tipo €STR (Euro Short-term Rate) más trescientos puntos básicos, con un mínimo de 200 euros, a cargo del agente moroso.
Ahora– Se minorará a prorrata los derechos de cobro de los agentes del mercado que resulten acreedores en el horizonte de liquidación, lo que origina un préstamo al agente moroso de dichos agentes. Dicha minoración no afectará en ningún caso a la liquidación correspondiente a los operadores del mercado designados en Francia o entidad habilitada por éstos.
Párrafo añadido
– La cantidad adeudada devengará intereses por los días de demora al tipo €STR*(Euro Short-term Rate)*más trescientos puntos básicos, con un mínimo de 200 euros, a cargo del agente moroso.
AntesD = E + max [E*i*P/360;200] + 300
AhoraD = E + max[E*i*P/360;200] + 300
EliminadoD: Cantidad adeudada incluidos intereses de demora y la correspondiente penalización por incumplimiento.
EliminadoE: Cantidad adeudada y no pagada, excluidos intereses de demora.
Eliminadoi: Tipo de interés de demora.
EliminadoP: Periodo de liquidación de intereses.
EliminadoEl tipo de interés de demora aplicable será el resultante de aplicar el tipo de interés interbancario según el tipo medio que publique diariamente el Banco de España para depósitos a un día (Euro Short-term Rate-€STR) más tres puntos porcentuales.
AntesUna vez saldada la deuda, el operador del mercado procederá a la regularización de la misma, abonando la cantidad que resultó impagada más los correspondientes intereses de demora a los vendedores según lo establecido en los apartados anteriores.
AhoraD: cantidad adeudada incluidos intereses de demora y la correspondiente penalización por incumplimiento.
Párrafo añadido
E: cantidad adeudada y no pagada, excluidos intereses de demora.
Párrafo añadido
i: tipo de interés de demora.
Párrafo añadido
P: periodo de liquidación de intereses.
Párrafo añadido
El tipo de interés de demora aplicable será el resultante de aplicar el tipo de interés interbancario según el tipo medio que publique diariamente el Banco de España para depósitos a un día (*Euro Short-term Rate*- €STR) más tres puntos porcentuales.
Párrafo añadido
Si un titular de una unidad de adquisición incumpliera el pago de la liquidación del coste del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica, el operador del mercado ejecutará sus garantías y en caso de que éstas no fueran suficientes, prorrateará la cantidad adeudada entre los titulares de instalaciones perceptoras del ajuste en proporción al saldo acreedor del importe del ajuste a percibir por dichas instalaciones. El operador del mercado comunicará a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico los incumplimientos de pago que se produzcan.
Párrafo añadido
Una vez saldada la deuda, el operador del mercado procederá a la regularización de la misma, abonando la cantidad que resultó impagada más los correspondientes intereses de demora a los acreedores según lo establecido en los apartados anteriores.
AntesCon independencia de lo anterior, el comprador en el mercado incumplidor será responsable de todos los daños y perjuicios causados por el retraso.
AhoraCon independencia de lo anterior, el agente incumplidor será responsable de todos los daños y perjuicios causados por el retraso.
Regla 56▸
AntesLos agentes del mercado que puedan resultar deudores como resultado de sus operaciones en el mercado, deberán prestar al operador del mercado garantía suficiente para dar cobertura a las obligaciones económicas derivadas de sus transacciones, de tal modo que se garantice a los acreedores el cobro íntegro de la energía eléctrica suministrada, al precio de la misma así como los demás conceptos incluidos en la Regla de «Cuotas e impuestos aplicables», y como máximo en el siguiente día que se produzca la liquidación del periodo correspondiente.
AhoraLos agentes del mercado que puedan resultar deudores como resultado de sus operaciones en el mercado o en las liquidaciones del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, deberán prestar al operador del mercado garantía suficiente para dar cobertura a las obligaciones económicas derivadas de sus transacciones, de tal modo que se garantice a los acreedores el cobro íntegro de la energía eléctrica suministrada, al precio de la misma así como los demás conceptos incluidos en la Regla de «Cuotas e impuestos aplicables», y como máximo en el siguiente día que se produzca la liquidación del periodo correspondiente.
Antes– Una garantía de crédito que responderá de las obligaciones de pago devengadas y no pagadas. Esta garantía de crédito no será fijada «a priori» por el operador del mercado, sino que se calculará una vez se conozca el resultado de la liquidación. Los agentes que hayan aportado una garantía de operación que haya permitido la casación de su oferta, tendrán cubierta la garantía de crédito requerida como resultado de la liquidación de dicha transacción mediante la conversión automática en garantía de crédito de la parte de garantía de operación que resulte necesaria.
Ahora– Una garantía de crédito que responderá de las obligaciones de pago devengadas y no pagadas. Esta garantía de crédito no será fijada*a priori*por el operador del mercado, sino que se calculará una vez se conozca el resultado de la liquidación. Los agentes que hayan aportado una garantía de operación que haya permitido la casación de su oferta, tendrán cubierta la garantía de crédito requerida como resultado de la liquidación de dicha transacción mediante la conversión automática en garantía de crédito de la parte de garantía de operación que resulte necesaria.
AntesA este respecto, el operador del mercado podrá solicitar a una compañía de «rating» la calificación del riesgo del agente que actúe como comprador a efectos de justificar objetivamente la exigencia de una garantía complementaria con coste repercutible al agente afectado.
AhoraA este respecto, el operador del mercado podrá solicitar a una compañía de*rating*la calificación del riesgo del agente que actúe como comprador a efectos de justificar objetivamente la exigencia de una garantía complementaria con coste repercutible al agente afectado.
Párrafo añadido
– Una garantía requerida a agentes titulares de unidades de adquisición para responder de las obligaciones de pago de la liquidación del coste del mecanismo de ajuste de los costes de generación de energía eléctrica regulados en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo.
AntesPara que los agentes conozcan en todo momento el importe de las garantías de crédito que en cada momento correspondan, y puedan estimar si disponen de suficientes garantías de operación para sus adquisiciones en el mercado, así como la vigencia de sus garantías, el operador del mercado, pondrá a disposición de los agentes a través del Sistema de Información del Operador del Mercado, la siguiente información permanentemente actualizada:
AhoraPara que los agentes conozcan en todo momento el importe de las garantías de crédito que en cada momento correspondan, y puedan estimar si disponen de suficientes garantías de operación para sus operaciones en el mercado, así como la vigencia de sus garantías, el operador del mercado, pondrá a disposición de los agentes a través del Sistema de Información del Operador del Mercado, la siguiente información permanentemente actualizada:
Párrafo añadido
d) Los requerimientos de garantías solicitados a las unidades de adquisición para cubrir las obligaciones derivadas del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulados en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, así como su estado de cumplimiento.
Antese) Saldo neto acreedor (con valor positivo) de los derechos de cobro propios no cedidos o recibidos de terceros y de las obligaciones de pago, como resultado de las facturas en el horizonte anterior hasta la hora máxima para su consideración, que será la hora del día de emisión de la nota de abono o cargo que se establezca en la Regla de «Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes».
Ahorae) Saldo neto acreedor (con valor positivo) de los derechos de cobro propios no cedidos o recibidos de terceros y de las obligaciones de pago, como resultado de las facturas en el horizonte anterior hasta la hora máxima para su consideración, que será la hora del día de emisión de la nota de abono o cargo que se establezca en la Regla de “Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes”.
Antesg) Anotaciones, con signo negativo, por el valor de las ofertas deudoras incorporadas al proceso de casación del mercado diario o de alguna sesión de subasta del mercado intradiario en tanto dicho mercado no se liquide, según se establece en las Reglas de «Elementos básicos del procedimiento de casación del mercado diario» y de «Verificación del cumplimiento de garantías».
Ahorag) Anotaciones, con signo negativo, por el valor de las ofertas deudoras incorporadas al proceso de casación del mercado diario o de alguna sesión de subasta del mercado intradiario en tanto dicho mercado no se liquide, según se establece en las Reglas de “Elementos básicos del procedimiento de casación del mercado diario” y de “Verificación del cumplimiento de garantías”.
Eliminadoi) Importe de transacciones de adquisición y venta en el mercado intradiario continuo tras cada sincronización y en tanto no se incluyan en las facturas o borradores.
Eliminadoj) Importes derivados de cualquier otra obligación ante el operador del mercado en relación con su actuación en el mismo
AntesLos asientos que tengan origen en solicitudes de los agentes a través del Sistema de Información del Operador del Mercado, se aceptarán y tramitarán según los plazos establecidos en la Regla de «Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes».
Ahorai) Importe de las garantías requeridas, con signo negativo, a las unidades de adquisición para cubrir las obligaciones derivadas del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo.
Párrafo añadido
j) Importe de transacciones de adquisición y venta en el mercado intradiario continuo tras cada sincronización y en tanto no se incluyan en las facturas o borradores.
Párrafo añadido
k) Importes derivados de cualquier otra obligación ante el operador del mercado en relación con su actuación en el mismo
Párrafo añadido
Los asientos que tengan origen en solicitudes de los agentes a través del Sistema de Información del Operador del Mercado, se aceptarán y tramitarán según los plazos establecidos en la Regla de “Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes”.
EliminadoA efecto de balance de garantías, la liberación de la garantía por el pago efectuado se realizará de acuerdo con lo establecido en la Regla de «Obligaciones para los agentes del mercado que resulten como compradores».
AntesLos asientos de retención del cobro, en su caso, se anotarán en la hora del día de emisión de la nota de abono o cargo que se establezca en la Regla de «Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes» para la consideración del saldo acreedor del punto e).
AhoraA efecto de balance de garantías, la liberación de la garantía por el pago efectuado se realizará de acuerdo con lo establecido en la Regla de “Obligaciones para los agentes del mercado que resulten como compradores”.
Párrafo añadido
Los asientos de retención del cobro, en su caso, se anotarán en la hora del día de emisión de la nota de abono o cargo que se establezca en la Regla de “Horarios y plazos para las solicitudes de los agentes” para la consideración del saldo acreedor del punto e).
EliminadoSea:
EliminadoEOP = Previsión de compras en el mercado diario en N días con unidades de adquisición, excepto las de consumidor directo a mercado.
EliminadoEDC = Previsión de ventas en el mercado diario en N días con unidades de venta.
EliminadoEOPcd = Previsión de compras en el mercado diario en N días con unidades de adquisición de consumidor directo a mercado.
EliminadoRIE = Porcentaje con derecho a beneficiarse de reducción en el Impuesto de Electricidad en caso de que el agente ostente o represente la actividad de consumidor directo en mercado en España y disponga de CIE.
EliminadoEOFC = Energía máxima de compra que el agente espera ofertar para cualquiera de las sesiones de Mercado Diario o Intradiario de subastas con el conjunto de sus unidades, excepto con las de consumidor directo a mercado.
EliminadoEOFcd = Energía máxima de compra que el agente espera ofertar para cualquiera de las sesiones de Mercado Diario o Intradiario de subastas con las unidades de consumidor directo a mercado.
EliminadoN = N.º de días comprendidos en el horizonte de liquidación más los días adicionales hasta el pago. Tendrá como mínimo el valor de 10 y podrá valer hasta 15 en caso de festivos y días inhábiles en el Banco de España.
EliminadoPEST = Precio medio ponderado por la energía en zona española y portuguesa del precio español y portugués en cada hora de los últimos 30 días. El precio español o portugués en cada hora será la media ponderada por la energía casada en la hora en la zona correspondiente en cada mercado, del precio del mercado diario en la zona, de cada uno de los intradiarios de subastas en la zona y del precio de referencia del mercado continuo en la zona.
EliminadoPC = Precio máximo positivo al que el agente espera ofertar sus compras
EliminadoIE = Cuota del Impuesto Especial sobre la Electricidad. Se aplicará a la empresa facturada según las normas establecidas, que se detallan en la Regla de «Impuesto Especial sobre la Electricidad».
EliminadoIVA = Cuota del Impuesto del Valor Añadido en España, en valor unitario. Se aplicará a la empresa facturada según las normas establecidas, que se detallan en la Regla de «Impuesto del Valor Añadido».
EliminadoGC = Garantía de crédito.
AntesGMIC = Volumen de garantía destinado a la negociación en el mercado intradiario continuo en cada ciclo de sincronización.
AhoraSea
Párrafo añadido
EOP = previsión de compras en el mercado diario en N días con unidades de adquisición, excepto las de consumidor directo a mercado.
Párrafo añadido
EDC = previsión de ventas en el mercado diario en N días con unidades de venta.
Párrafo añadido
EOPcd = previsión de compras en el mercado diario en N días con unidades de adquisición de consumidor directo a mercado.
Párrafo añadido
RIE = porcentaje con derecho a beneficiarse de reducción en el Impuesto de Electricidad en caso de que el agente ostente o represente la actividad de consumidor directo en mercado en España y disponga de CIE.
Párrafo añadido
EOFC = energía máxima de compra que el agente espera ofertar para cualquiera de las sesiones de Mercado Diario o Intradiario de subastas con el conjunto de sus unidades, excepto con las de consumidor directo a mercado
Párrafo añadido
EOFcd = energía máxima de compra que el agente espera ofertar para cualquiera de las sesiones de Mercado Diario o Intradiario de subastas con las unidades de consumidor directo a mercado
Párrafo añadido
N = número de días comprendidos en el horizonte de liquidación más los días adicionales hasta el pago. Tendrá como mínimo el valor de 10 y podrá valer hasta 15 en caso de festivos y días inhábiles en el Banco de España.
Párrafo añadido
PEST = precio medio ponderado por la energía en zona española y portuguesa del precio español y portugués en cada hora de los últimos 30 días. El precio español o portugués en cada hora será la media ponderada por la energía casada en la hora en la zona correspondiente en cada mercado, del precio del mercado diario en la zona, de cada uno de los intradiarios de subastas en la zona y del precio de referencia del mercado continuo en la zona.
Párrafo añadido
PC = precio máximo positivo al que el agente espera ofertar sus compras
Párrafo añadido
IE = Cuota del Impuesto Especial sobre la Electricidad. Se aplicará a la empresa facturada según las normas establecidas, que se detallan en la Regla de “Impuesto Especial sobre la Electricidad”.
Párrafo añadido
IVA = cuota del Impuesto del Valor Añadido en España, en valor unitario. Se aplicará a la empresa facturada según las normas establecidas, que se detallan en la Regla de “Impuesto del Valor Añadido”.
Párrafo añadido
GC = garantía de crédito.
Párrafo añadido
GMIC = volumen de garantía destinado a la negociación en el mercado intradiario continuo en cada ciclo de sincronización.
Antesa) Si el agente está establecido en España.
Ahoraa) Si el agente está establecido en España:
Antesb) Si el agente no está establecido en España.
Ahorab) Si el agente no está establecido en España:
Antesa) Si el agente está establecido en España.
Ahoraa) Si el agente está establecido en España:
Antesb) Si el agente no está establecido en España.
Ahorab) Si el agente no está establecido en España:
Antesa) Si el agente está establecido en España.
Ahoraa) Si el agente está establecido en España:
Antesb) Si el agente no está establecido en España.
Ahorab) Si el agente no está establecido en España:
Párrafo añadido
En el caso de titulares de unidades de adquisición deberán aportar adicionalmente el valor correspondiente al requerimiento de garantías para cubrir las obligaciones derivadas del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulados en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, recogido en la Regla “Parámetros para la determinación de los requerimientos de garantías a los titulares de unidades de adquisición”.
Párrafo añadido
56.7.3.2 Parámetros para la determinación de los requerimientos de garantías a los titulares de unidades de adquisición.
Párrafo añadido
Para cubrir las obligaciones derivadas del mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica, el operador del mercado requerirá unas garantías específicas a los titulares de unidades de adquisición. Estas garantías se cuantificarán valorando la energía máxima diaria de compra de las unidades de oferta de adquisición de dichos titulares que no se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo de conformidad con lo establecido en el artículo 8 del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, al Precio de Riesgo de Ajuste (PRAJ), tal y como se define a continuación:
Párrafo añadido
Párrafo añadido
Siendo:
Párrafo añadido
GAJ: garantías requeridas a los titulares de unidades de adquisición para cubrir el coste correspondiente al mecanismo de ajuste.
Párrafo añadido
Pmax(ua,z): potencia máxima de cada unidad de adquisición en la zona de precio z de la que el agente es titular o representante en nombre propio, expresada en MW. No se considerarán en el cómputo las potencias de unidades de almacenamiento (consumo de bombeo o baterías), unidades de consumo de servicios auxiliares de instalaciones de generación, unidades genéricas o unidades porfolio de compra.
Párrafo añadido
EEXA(z,d): energía diaria exenta del pago del ajuste declarada por el agente titular en la zona de precio z en el día de cálculo d, según se establece en el artículo 8 del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, expresada en MWh.
Párrafo añadido
p: número de periodos de programación del día. Siendo p igual a 24 en programación horaria.
Párrafo añadido
r: resolución del periodo, tomando el valor 1 en resolución horaria.
Párrafo añadido
n: número de días a cubrir por dichos requerimientos. Siendo n igual a 2.
Párrafo añadido
PRAJ: precio de riesgo de ajuste, expresado en €/MWh.
Párrafo añadido
El importe del requerimiento de garantías calculado con la fórmula anterior, se incrementará con los impuestos y cuotas aplicables que correspondan en cada caso.
Párrafo añadido
La modificación al alza de la potencia máxima configurada en el Operador de Mercado para una unidad de adquisición, conllevará el correspondiente recálculo de las garantías requeridas para cubrir el coste del mecanismo de ajuste (GAJ).
Párrafo añadido
El precio de riesgo de ajuste (PRAJ) se calculará como:
Párrafo añadido
Párrafo añadido
Siendo:
Párrafo añadido
Cmax: coste máximo del mecanismo del ajuste que se puede producir en un periodo de programación.
Párrafo añadido
Ec: energía mínima de compra no exenta del pago del coste del ajuste, del conjunto de unidades de adquisición que se haya producido en un periodo de programación dentro del periodo de cálculo.
Párrafo añadido
El periodo de cálculo comprenderá inicialmente un intervalo de 30 días ya completamente cerrados. El Operador del Mercado podrá establecer el valor para el periodo de cálculo mediante instrucción.
Párrafo añadido
El valor obtenido para el precio PRAJ se redondeará al alza, a dos decimales.
Párrafo añadido
El coste máximo en un periodo de programación se producirá al concurrir al mercado toda la energía susceptible de ser retribuida a través del mecanismo de ajuste. Este coste máximo se calculará como:
Párrafo añadido
Párrafo añadido
Siendo:
Párrafo añadido
Pmax(up): potencia máxima de cada instalación (up) con derecho a percibir el ajuste, expresada en MW.
Párrafo añadido
α: factor de modulación que tomará valores según el precio de referencia del gas, de acuerdo con la siguiente tabla:
Párrafo añadido
| P GN | α |
| --- | --- |
| [0,100] | 1,00 |
| (100,200] | 0,75 |
| (200,∞] | 0,50 |
Párrafo añadido
δ: Coeficiente de minoración dependiente de la programación del conjunto de las instalaciones con derecho a ajuste, y de la energía máxima de dichas instalaciones en un periodo de entrega. Para su cálculo se tomará la hora del periodo de cálculo con el máximo cociente entre la suma de energía programada en los mercados diario e intradiario para el día de entrega a todas unidades de venta con derecho a percibir el ajuste de costes en esa hora (Ep) y la suma de la energía máxima horaria de las mismas (Emax). El valor del coeficiente de minoración tendrá un decimal y se redondeará al decimal superior. El Operador del Mercado podrá establecer un valor mínimo para este parámetro por instrucción.
Párrafo añadido
Párrafo añadido
Siendo:
Párrafo añadido
r: resolución del periodo, tomando 1 en resolución horaria.
Párrafo añadido
max(Y): máxima cuantía unitaria del ajuste de costes en los días comprendidos en el periodo de cálculo. El mecanismo de cálculo de la cuantía unitaria Y se define en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo.
Párrafo añadido
El término Ec se calculará como:
Párrafo añadido
Párrafo añadido
Siendo:
Párrafo añadido
Eadq(h,ua): la energía en el programa horario final de cada unidad de adquisición (ua) en cada periodo de programación h, del periodo de cálculo, excluyendo sábados, domingos y festivos en España.
Párrafo añadido
EEXU( h): demanda que se beneficia de las coberturas declaradas de acuerdo con el artículo 8 del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, en el periodo h.
Párrafo añadido
El operador del mercado actualizará el precio de riesgo de ajuste semanalmente, sin perjuicio de que pueda actualizar dicho valor ante previsiones de variaciones del precio de referencia del gas, demanda o total de energía retribuida mediante el mecanismo de ajuste de costes. Dicho parámetro se comunicará a los agentes a través del Sistema de Información del Operador del Mercado.
Párrafo añadido
Los requerimientos de garantías a los titulares de unidades de adquisición y su estado de cumplimiento podrán consultarse a través del Sistema de Información del Operador del Mercado. En caso de insuficiencia de garantías para cubrir el requerimiento calculado, los agentes dispondrán de 3 días hábiles para aportar las garantías necesarias y dar cumplimiento al requerimiento.
Párrafo añadido
Todos los parámetros podrán ser modificados mediante instrucción del operador del mercado.
Párrafo añadido
En el caso particular de los derechos de cobro correspondientes al mecanismo de ajuste del coste de producción de energía eléctrica regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, éstos no se tendrán en consideración hasta la liquidación completa del día de entrega que se realizará por el operador del mercado una vez finalizada la negociación del cada día de entrega.
Párrafo añadido
3. Incumplimiento de los requerimientos de garantías para cubrir las obligaciones relativas al mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica regulados en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo.
Párrafo añadido
En caso de que algún agente del mercado no atendiera total o parcialmente al requerimiento realizado por el operador del mercado, de acuerdo a lo establecido en la Regla “Parámetros para la determinación de los requerimientos de garantías a los titulares de unidades de adquisición”, el operador del mercado inhabilitará con la máxima diligencia y con la mayor brevedad al agente incumplidor del requerimiento. Dicha inhabilitación será comunicará al operador del sistema español o portugués en el que estén situadas sus unidades, que procederá de manera inmediata, a la inhabilitación de las unidades de programación de dicho agente.
Párrafo añadido
Asimismo, a los efectos de lo dispuesto en el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica, si el agente incumplidor es un consumidor directo en mercado, el operador del mercado comunicará inmediatamente dicho incumplimiento, al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
Regla 57▸
Eliminadoa) Antes de las 10:30 horas, el operador del sistema español habrá puesto a disposición del operador de mercado las nominaciones notificadas de uso de derechos de capacidad en la frontera con el sistema eléctrico francés previas a la subasta diaria de los derechos físicos de capacidad, a tener en cuenta por el operador del mercado en el proceso de validación de ofertas.
Eliminadob) Antes de las 10:30, el operador del sistema español habrá puesto a disposición del operador de mercado las asignaciones de la subasta diaria en la interconexión con el sistema eléctrico francés de los derechos físicos de capacidad a tener en cuenta por el operador del mercado en el proceso de validación de ofertas, en caso de que dichas subastas explícitas diarias se celebren.
Antesc) Antes de las 10:30 horas, los operadores del sistema habrán puesto a disposición del operador del mercado la información sobre:
Ahoraa) Antes de las 9:45 horas, el operador del Mercado Ibérico del Gas (MIBGAS), facilitará al operador del mercado el precio del gas natural en €/MWh que se corresponde con el parámetro PGNregulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo.
Párrafo añadido
b) Una vez recibido el parámetro PGNy antes de las 10:00 horas, el operador del mercado pondrá a disposición de los agentes el precio anteriormente mencionado, así como el valor del término “Y” de la cuantía unitaria del ajuste.
Párrafo añadido
c) Antes de las 10:30, el operador del mercado pondrá a disposición de los operadores de sistema la cuantía unitaria del ajuste.
Párrafo añadido
d) Antes de las 10:30 horas, los operadores del sistema habrán puesto a disposición del operador del mercado la información sobre:
Antes– La capacidad máxima de importación y exportación en cada una de las interconexiones internacionales, con un horizonte semanal, con valores horarios.
Ahora– La capacidad máxima de importación y exportación en cada una de las interconexiones internacionales, con un horizonte diario, con valores horarios.
Párrafo añadido
– Las ejecuciones de contratos bilaterales a través de las fronteras internacionales del sistema ibérico con sistemas externos, de que disponga, previo acuerdo entre los operadores del sistema implicados.
Eliminadod) Antes de las 10:30 el operador del sistema español pondrá a disposición del operador del mercado la información sobre:
Eliminado– Las ejecuciones de contratos bilaterales a través de las fronteras internacionales del sistema ibérico con sistemas externos, de que disponga, previo acuerdo entre los operadores del sistema implicados.
Anteso) Antes de las 14:00 horas el operador del mercado comunicará a los agentes, en su caso, la existencia de alguna reclamación pendiente de resolución, o alguna incidencia planteada por el operador del mercado, que pueda provocar la repetición de la casación. En este caso el horario de la secuencia podrá ser alterado según lo especificado en la Regla de «Alteraciones al horario».
Ahorao) Antes de las 14:00 horas el operador del mercado comunicará a los agentes, en su caso, la existencia de alguna reclamación pendiente de resolución, o alguna incidencia planteada por el operador del mercado, que pueda provocar la repetición de la casación. En este caso el horario de la secuencia podrá ser alterado según lo especificado en la Regla de “Alteraciones al horario”.
Regla final▸
EliminadoLo establecido en esta disposición entrará en vigor el primer martes hábil una vez cumplidos 45 días desde la fecha de su Resolución administrativa por parte de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, mediante la cual se aprueben las presentes Reglas de Funcionamiento de los Mercados Diario e Intradiario de Electricidad.
EliminadoPreviamente a la entrada en funcionamiento de lo expuesto en las presentes reglas, el operador del mercado realizará unas pruebas con los agentes del mercado para permitirles la adaptación de sus procedimientos.
EliminadoLos detalles de la puesta en funcionamiento serán previamente comunicados a todos los agentes y a los operadores del sistema.
EliminadoLos agentes que tengan unidades de oferta con más de una unidad de programación asociada a la misma, dispondrán de seis meses desde la puesta en vigor de las presentes reglas para adecuar la relación de sus unidades de oferta y las unidades de programación, a la modificación reflejada en la regla 12.
EliminadoLas ofertas del mercado diario que incluyan la condición compleja de indivisibilidad que hubieran sido insertadas en el sistema con fecha de vigencia posterior a la fecha de entrada en vigor de las presentes Reglas de Funcionamiento del Mercado Diario e Intradiario de Producción de Energía Eléctrica o hubieran sido insertadas como ofertas por defecto, serán consideradas como ofertas simples.
EliminadoLas solicitudes de unidades genéricas que estén activas antes de la fecha de entrada en vigor de las presentes Reglas de Funcionamiento del Mercado Diario e Intradiario de Producción de Energía Eléctrica y que no hayan sido modificadas a partir de su entrada en vigor, se considerará que el precio comunicado por el agente para la realización de la oferta en su nombre será 0 €/MWh en caso de ofertas de venta y 180.3 €/MWh en caso de ofertas de compra.
AntesLas solicitudes de unidades de contratación a plazo que estén activas antes de la entrada en vigor de las presentes Reglas de Funcionamiento del Mercado Diario e Intradiario de Producción de Energía Eléctrica y que no hayan sido modificadas a partir de su entrada en vigor, se considerará que el precio comunicado por el agente para la realización de la oferta en su nombre será 0 €/MWh en caso de ofertas de venta y 180.3 €/MWh en caso de ofertas de compra.
AhoraAquellos agentes responsables de las instalaciones referidas en el artículo 2.1 del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, podrán solicitar la identificación de las unidades de oferta beneficiarias del ajuste ante el operador del mercado a partir del quinto día hábil a contar desde la entrada en vigor del mencionado real decreto-ley.
Párrafo añadido
Los detalles de la puesta en funcionamiento de la aplicación del mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, serán previamente comunicados a todos los agentes.