Agencia Estatal Boletín Oficial del Estado
El artículo 18 «Condiciones relativas al balance» del Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece una Directriz sobre el Balance Eléctrico (en adelante, Reglamento EB), establece que, a más tardar seis meses tras la entrada en vigor del reglamento, esto es, el 18 de junio de 2018, cada gestor de redes de transporte elaborará una propuesta relativa a las condiciones aplicables en su área de programación a los sujetos proveedores de servicios de balance y a los sujetos de liquidación responsables del balance. El mismo artículo 18 especifica el proceso de elaboración de dichas condiciones, los principios que deben tenerse en cuenta y el contenido de los mismos.
En cumplimiento del artículo 5.4.c) del Reglamento EB, con fecha 18 de junio de 2018, Red Eléctrica de España, S.A.U., remitió la propuesta, revisada tras la consulta pública, a la CNMC para aprobación.
Mediante escrito de 8 de noviembre de 2018, se solicitó a Red Eléctrica de España, S.A.U. la elaboración de una Hoja de Ruta para la implantación del Reglamento EB en el sistema eléctrico peninsular español.
Por su parte, el Real Decreto-Ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas natural, atribuyó a esta Comisión la competencia para la aprobación de las metodologías para la prestación de los servicios de balance.
El 12 de julio de 2019, Red Eléctrica de España, S.A.U. remitió a la CNMC una versión revisada de la propuesta de Condiciones, al objeto de adaptarla al nuevo marco competencial, a la Hoja de Ruta para la implementación del Reglamento EB y a las consideraciones de los servicios técnicos de la CNMC. Esta propuesta revisada fue sometida por la CNMC a trámite de información pública entre el 19 de julio y el 6 de septiembre de 2019.
Tras analizar el resultado de la consulta pública, y de acuerdo con el artículo 6 del mismo Reglamento (UE) 2017/2195, el 28 de noviembre de 2019, la Sala de Supervisión Regulatoria de la CNMC aprobó una solicitud a Red Eléctrica de España, S.A.U. de cambios en el texto de la propuesta.
La versión revisada del documento, una vez incorporados los cambios solicitados, fue remitida por Red Eléctrica de España, S.A.U. el 5 de diciembre de 2019.
El artículo 5 del Reglamento (UE) 2017/2195, de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece una Directriz sobre el Balance Eléctrico (EBGL), regula el proceso de aprobación de las condiciones o metodologías de los gestores de la red de transporte sobre el balance eléctrico.
De acuerdo al apartado 4 del citado artículo 5, las propuestas relativas a las condiciones o metodologías nacionales deberán ser aprobadas por la autoridad reguladora del Estado miembro interesado. En el caso de las Condiciones relativas al balance en el sistema eléctrico español peninsular, contempladas en la letra c) de dicho artículo 5.4, la aprobación corresponde a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).
El apartado 1.c) del artículo 7 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, modificada por el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero,, otorga a la CNMC la competencia para establecer mediante circular las metodologías relativas a la prestación de servicios de balance y de no frecuencia del sistema eléctrico; asimismo, otorga a la CNMC la competencia para determinar las reglas de los mercados organizados en su componente normativa, en aquellos aspectos cuya aprobación corresponda a la autoridad reguladora nacional.
El 2 de diciembre de 2019, se publicó en el BOE la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del sistema. El artículo 23 de esta Circular prevé que la CNMC apruebe mediante resolución las metodologías previstas en la normativa europea.
Vistos los citados antecedentes de hecho y fundamentos de derecho correspondientes, la Sala de Supervisión Regulatoria de la CNMC, resuelve
Aprobar las Condiciones relativas al balance, de acuerdo con lo previsto en el artículo 6 del Reglamento (UE) 2017/2195, de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico, que se anexan a la presente Resolución.
Estas condiciones producirán efectos a los 30 días de su publicación en el BOE, con las salvedades especificadas en el artículo 30 de las mismas para aquellas disposiciones cuya aplicación requiere adaptación de los procedimientos de operación u otro tipo de desarrollo.
Comuníquese esta Resolución a Red Eléctrica de España, S.A.U. y a la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía, publíquese, de forma íntegra, en la página web de la CNMC y, en versión extractada en el «Boletín Oficial del Estado», de conformidad con lo establecido a este respecto en el artículo 7.38 de la Ley 3/2013, de 4 de junio.
Madrid, 11 de diciembre de 2019.–El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Joaquim Hortalà i Vallvé.
(1) Este documento es la propuesta del operador del sistema eléctrico español (TSO) de Condiciones relativas al balance para los Proveedores de Servicios de Balance (BSP) y para los Sujetos de Liquidación Responsables del Balance (BRP), conforme al artículo 18 del Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017 por el que se establece una Directriz sobre el Balance Eléctrico (Reglamento EB), y que ha sido publicado en el Diario Oficial de la Unión Europea (DOUE) con fecha 28 de noviembre de 2017, y está en vigor desde el 18 de diciembre de 2017.
(2) Estas condiciones tienen en cuenta los principios generales y objetivos establecidos en la siguiente regulación europea:
a) Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017 que establece una directriz sobre el balance eléctrico.
b) Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión, de 2 de agosto de 2017 que establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad.
c) Reglamento (UE) 2017/2196 de Comisión, de 24 de noviembre de 2017 que establece un código de red relativo a emergencia y reposición del servicio.
d) Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión, de 14 de abril de 2016 que establece un código de red sobre requisitos de conexión de generadores a la red.
e) Reglamento (UE) 2016/1388 de la Comisión, de 17 de agosto de 2016, que establece un código de red en materia de conexión de la demanda.
(3) El artículo 18 «Condiciones relativas al balance» del Reglamento EB establece lo siguiente:
1. A más tardar seis meses después de la entrada en vigor del presente Reglamento y para todas las zonas de programación de un Estado miembro, los GRT de dicho Estado miembro elaborarán una propuesta relativa a:
a) las condiciones para los proveedores de servicios de balance;
b) las condiciones para los sujetos de liquidación responsables del balance.
Cuando una zona de CFP conste de dos o más GRT, todos los GRT de dicha zona de CFP podrán elaborar una propuesta común, previa aprobación de las autoridades reguladoras competentes.
2. Las condiciones conforme a lo dispuesto en el apartado 1 incluirán también las normas para la suspensión y restauración de las actividades del mercado, conforme a lo dispuesto en el artículo 36 del Reglamento (UE) 2017/2196, y las normas para la liquidación en caso de suspensión del mercado conforme a lo dispuesto en el artículo 39 del Reglamento (UE) 2017/2196 una vez que se hayan aprobado de conformidad con el artículo 4 del Reglamento (UE) 2017/2196.
3. A la hora de elaborar propuestas para las condiciones para los proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidación responsables del balance, cada GRT:
a) se coordinará con los GRT y GRD que puedan verse afectados por dichas condiciones;
b) respetará los marcos para la creación de plataformas europeas para el intercambio de energía de balance y para el proceso de compensación de desequilibrios conforme a lo dispuesto en los artículos 19, 20, 21 y 22;
c) involucrará a GRD y otras partes interesadas a lo largo de todo el proceso de la elaboración de la propuesta y tomará en consideración sus puntos de vista sin perjuicio de la consulta pública conforme a lo dispuesto en el artículo 10.
4. Las condiciones para los proveedores de servicios de balance:
a) definirán requisitos razonables y justificados para la provisión de los servicios de balance;
b) permitirán la agregación de instalaciones de demanda, instalaciones de almacenamiento de energía e instalaciones de generación de electricidad en una zona de programación para ofrecer servicios de balance sujetos a las condiciones a que se hace referencia en el apartado 5, letra c);
c) permitirán a los propietarios de instalaciones de demanda, terceros y propietarios de instalaciones de generación de energía, tanto de fuentes convencionales como renovables, así como a los propietarios de unidades de almacenamiento de energía, convertirse en proveedores de servicios de balance;
d) exigirán que cada oferta de energía de balance de un proveedor de servicios de balance sea asignada a uno o varios sujetos de liquidación responsables del balance para posibilitar el cálculo de un ajuste del desvío conforme a lo dispuesto en el artículo 49.
5. Las condiciones para los proveedores de servicios de balance incluirán:
a) las normas para el proceso de habilitación para ser proveedor de servicios de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 16;
b) las normas, requisitos y plazos para la contratación y transferencia de reserva de balance conforme a lo dispuesto en los artículos 32, 33 y 34;
c) las normas y condiciones para la agregación de instalaciones de demanda, instalaciones de almacenamiento de energía e instalaciones de generación de electricidad en una zona de programación para convertirse en proveedores de servicios de balance;
d) los requisitos relativos a los datos y a la información que han de enviarse al GRT de conexión y, si procede, al GRD de conexión de reserva durante el proceso de habilitación previa y la operación del mercado de balance;
e) las normas y condiciones para la asignación de cada oferta de energía de balance de un proveedor de servicios de balance a uno o varios sujetos de liquidación responsables del balance conforme a lo dispuesto en el apartado 4, letra d);
f) los requisitos relativos a los datos y a la información que han de enviarse al GRT de conexión y, si procede, al GRD de conexión de reserva para evaluar la provisión de los servicios de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 154, apartados 1 y 8, en el artículo 158, apartado 1, letra e), en el artículo 158, apartado 4, letra b), en el artículo 161, apartado 1, letra f), y en el artículo 161, apartado 4, letra b), del Reglamento (UE) 2017/1485;
g) la definición de la localización para cada producto estándar y para cada producto específico teniendo en cuenta lo dispuesto en el apartado 5, letra c);
h) las normas para la determinación del volumen de la energía de balance que ha de ser liquidada con el proveedor de servicios de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 45;
i) las normas para la liquidación de los proveedores de servicios de balance conforme a lo dispuesto en el título V, capítulos 2 y 5;
j) un período máximo para la finalización de la liquidación de la energía de balance con un proveedor de servicios de balance de conformidad con el artículo 45, para cualquier período de liquidación de los desvíos dado;
k) las consecuencias en caso de incumplimiento de las condiciones aplicables a los proveedores de servicios de balance.
6. Las condiciones para los sujetos de liquidación responsables del balance incluirán:
a) la definición de la responsabilidad del balance para cada conexión de forma tal que se evite cualquier laguna o duplicación en la responsabilidad del balance de los distintos participantes del mercado que presten servicios a dicha conexión;
b) los requisitos para convertirse en un sujeto de liquidación responsable del balance;
c) el requisito de que cada sujeto de liquidación responsable del balance responda financieramente de sus desvíos, y de que los desvíos habrán de ser liquidados con el GRT de conexión;
d) los requisitos relativos a los datos y a la información que han de enviarse al GRT de conexión para calcular los desvíos;
e) las normas para que los sujetos de liquidación responsables del balance modifiquen sus programas antes y después del cierre del mercado intradiario, conforme a lo dispuesto en el artículo 17, apartados 3 y 4;
f) las normas para la liquidación de los sujetos de liquidación responsables del balance definidas conforme a lo dispuesto en el título V, capítulo 4;
g) la delimitación de una zona de desvío conforme a lo dispuesto en el artículo 54, apartado 2, y de una zona de precio de desvíos;
h) un período máximo para la finalización de la liquidación de los desvíos con los sujetos de liquidación responsables del balance, para cualquier período de liquidación de los desvíos dado, conforme a lo dispuesto en el artículo 54;
i) las consecuencias en caso de incumplimiento de las condiciones aplicables a los sujetos de liquidación responsables del balance;
j) una obligación de los sujetos de liquidación responsables del balance de presentar al GRT de conexión cualquier modificación de la posición;
k) las normas de la compensación conforme a lo dispuesto en los artículos 52, 53, 54 y 55;
l) si las hubiera, las disposiciones para la exclusión de desvíos de la liquidación de los desvíos cuando estén asociados con la introducción de restricciones de rampa de variación para mitigar desvíos de frecuencia deterministas, conforme a lo dispuesto en el artículo 137, apartado 4, del Reglamento (UE) 2017/1485.
7. Cada GRT de conexión podrá incluir los siguientes elementos en la propuesta de condiciones para los proveedores de servicios de balance o en las condiciones para los sujetos de liquidación responsables del balance:
a) un requisito para que los proveedores de servicios de balance faciliten información sobre la capacidad de generación no utilizada y otros recursos de balance procedente de los proveedores de servicios de balance, después de la hora de cierre del mercado diario y después de la hora de cierre del mercado interzonal intradiario;
b) cuando esté justificado, un requisito para que los proveedores de servicios de balance oferten la capacidad de generación no utilizada u otros recursos de balance por medio de ofertas de energía de balance o de ofertas del proceso de programación integrado en los mercados de balance después de la hora de cierre del mercado diario, sin perjuicio de la posibilidad de que los proveedores de servicios de balance cambien sus ofertas de energía de balance antes de la hora de cierre de la energía de balance o de la hora de cierre del proceso de programación integrado debido a intercambios dentro del mercado intradiario;
c) cuando esté justificado, un requisito para que los proveedores de servicios de balance oferten la capacidad de generación no utilizada u otros recursos de balance por medio de ofertas de energía de balance o de ofertas del proceso de programación integrado en los mercados de balance después de la hora de cierre del mercado interzonal intradiario;
d) requisitos específicos en relación con la posición de los sujetos de liquidación responsables del balance presentada tras el final del horizonte temporal del mercado diario para garantizar que la suma de sus programas de intercambio comercial interior y exterior es igual a la suma de los programas de generación y consumo físicos, teniendo en cuenta la compensación de las pérdidas eléctricas, si procede;
e) una excepción a la publicación de información sobre los precios ofertados de la energía de balance o sobre las ofertas de reserva de balance debido a problemas de abuso de mercado conforme a lo dispuesto en el artículo 12, apartado 4;
f) una excepción para productos específicos definidos en el artículo 26, apartado 3, letra b), para predeterminar el precio de las ofertas de energía de balance de un contrato de reserva de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 16, apartado 6;
g) una solicitud para el uso de un sistema dual de precios para todos los desvíos basado en las condiciones establecidas conforme a lo dispuesto en el artículo 52, apartado 2, letra d), inciso i), y la metodología para aplicar el sistema dual de precios conforme a lo dispuesto en el artículo 52, apartado 2, letra d), inciso ii).
8. Los GRT que apliquen un modelo de despacho central también incluirán los siguientes elementos en las condiciones relativas al balance:
a) la hora de cierre del proceso de programación integrado conforme a lo dispuesto en el artículo 24, apartado 5;
b) las normas para actualizar las ofertas del proceso de programación integrado después de la hora de cierre de cada proceso de programación integrado conforme a lo dispuesto en el artículo 24, apartado 6;
c) las normas para utilizar ofertas del proceso de programación integrado antes de la hora de cierre de la energía de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 24, apartado 7;
d) las normas para convertir las ofertas del proceso de programación integrado conforme a lo dispuesto en el artículo 27.
9. Cada GRT deberá supervisar el cumplimiento por todas las partes de los requisitos que figuren en las condiciones relativas al balance, dentro de su zona o zonas de programación.
(4) El artículo 16 «Cometido de los proveedores de servicios de balance» del Reglamento EB, establece en su apartado 1 lo siguiente:
1. Los proveedores de servicios de balance deberán estar habilitados para presentar ofertas para energía de balance o reserva de balance que esté activada o contratada por el GRT de conexión o, en un modelo GRT-proveedor de servicios de balance, por el GRT contratante. La superación con éxito de la habilitación previa, garantizada por el GRT de conexión y procesada conforme a lo dispuesto en los artículos 159 y 162 del Reglamento (UE) 2017/1485 será considerada un requisito indispensable para la superación con éxito del proceso de habilitación para ser proveedor de servicios de balance conforme a lo dispuesto en el presente Reglamento.
(5) El artículo 17 «Cometido de los sujetos de liquidación responsables del balance» del Reglamento EB, establece en sus apartados 3 y 4 lo siguiente:
3. Antes del cierre del mercado interzonal intradiario, cada sujeto de liquidación responsable del balance podrá modificar los programas necesarios para calcular su posición conforme a lo dispuesto en el artículo 54. Los GRT que apliquen un modelo de despacho central podrán establecer condiciones específicas y normas para cambiar los programas de un sujeto de liquidación responsable del balance en las condiciones relativas al sistema de balance elaboradas conforme a lo dispuesto en el artículo 18.
4. Después del cierre del mercado interzonal intradiario, cada sujeto de liquidación responsable del balance podrá modificar los programas comerciales internos necesarios para calcular su posición conforme a lo dispuesto en el artículo 54 de conformidad con las normas establecidas en las condiciones relativas al sistema de balance elaboradas conforme a lo dispuesto en el artículo 18.
(6) El artículo 34 «Transferencia de reserva de balance» del Reglamento EB, establece en su apartado 1 lo siguiente:
1. Dentro de la zona geográfica en que haya tenido lugar la contratación de reserva de balance, los GRT permitirán a los proveedores de servicios de balance transferir sus obligaciones de provisión de reserva de balance. El o los GRT interesados podrán solicitar una exención cuando los períodos de contratación para la reserva de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 32, apartado 2, letra b), sean estrictamente inferiores a una semana.
(7) El artículo 45 «Cálculo de la energía de balance» del Reglamento EB, establece lo siguiente:
1. En lo relativo a la liquidación de la energía de balance al menos para el proceso de recuperación de la frecuencia y para el proceso de sustitución de reservas, cada GRT establecerá un procedimiento para:
a) el cálculo del volumen activado de energía de balance basado en la activación solicitada o medida;
b) reclamar el recálculo del volumen activado de energía de balance.
2. Cada GRT calculará el volumen activado de energía de balance de acuerdo con los procedimientos conforme a lo dispuesto en el apartado 1, letra a), al menos para:
a) cada período de liquidación de desvíos;
b) sus zonas de desvío;
c) cada dirección, con un signo negativo que indique la correspondiente retirada de energía por parte del proveedor de servicios de balance, y un signo positivo que indique la correspondiente inyección de energía por parte del proveedor de servicios de balance.
3. Cada GRT de conexión liquidará todos los volúmenes activados de energía de balance, calculados conforme a lo dispuesto en el apartado 2, con los proveedores de servicios de balance interesados.
(8) El artículo 110 «Establecimiento de procesos de programación» del Reglamento (UE) 2017/1485, indica que cada TSO establecerá los mecanismos necesarios para procesar los programas facilitados por cada participante del mercado, o por el agente de programación que designe el participante, conforme a los requisitos de programación establecidos en las condiciones nacionales.
(9) El artículo 158 «Requisitos técnicos mínimos de las RRF» del Reglamento (UE) 2017/1485, establece en sus apartados 1 y 4 lo siguiente:
1. Los requisitos técnicos mínimos de las RRF serán los siguientes: […]
e) los proveedores de RRF velarán por que se pueda supervisar la activación de las RRF de las unidades proveedoras de RRF de un grupo proveedor de reservas. A tal fin, estarán en condiciones de facilitar mediciones en tiempo real al GRT de conexión de reservas y al GRT instructor de la activación de reservas, en el punto de conexión o en otro punto de interacción acordado con el GRT de conexión de reservas, sobre:
i) la generación de potencia activa, con marca de tiempo,
ii) la potencia activa instantánea, con marca de tiempo de;
– cada unidad proveedora de RRF,
– cada grupo proveedor de RRF, y
– cada módulo de generación de electricidad o unidad de demanda de un grupo proveedor de RRF con una salida máxima de potencia activa igual o superior a 1,5 MW;
[…]
4. Cada proveedor de RRF: […]
b) informará lo antes posible a su GRT instructor de la activación de reservas acerca de toda reducción de la disponibilidad real de su unidad o grupo proveedor de RRF, o de una parte de este último.
(10) El artículo 161 «Requisitos mínimos de las RS» del Reglamento (UE) 2017/1485, establece en sus apartados 1 y 4 lo siguiente:
1. Las unidades y grupos proveedores de RS cumplirán los siguientes requisitos técnicos mínimos: […]
f) los proveedores de RS velarán por que se pueda supervisar la activación de las RS de las unidades proveedoras de RS de un grupo proveedor de reservas. A tal fin, estarán en condiciones de suministrar mediciones en tiempo real al GRT de conexión de reservas y al GRT instructor de la activación de reservas, en el punto de conexión o en otro punto de interacción acordado con el GRT de conexión de reservas, sobre:
i) la generación de potencia activa programada, con marca de tiempo, de cada unidad y grupo proveedor de RS y de cada módulo de generación de electricidad y cada unidad de demanda de un grupo proveedor de RS con una salida máxima de potencia activa igual o superior a 1,5 MW,
ii) la potencia activa instantánea, con marca de tiempo, de cada unidad y grupo proveedor de RS y de cada módulo de generación de electricidad y cada unidad de demanda de un grupo proveedor de RS con una salida máxima de potencia activa igual o superior a 1,5 MW; […]
[…]
4. Cada proveedor de RS: […]
b) informará lo antes posible a su GRT instructor de la activación de reservas acerca de toda reducción de la disponibilidad real o de toda indisponibilidad forzada de su unidad o grupo proveedor de RS, o de una parte de este último.
(11) El artículo 36 «Reglas de suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado» del Reglamento (UE) 2017/2196, establece lo siguiente:
1. A más tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT elaborará una propuesta de reglas sobre la suspensión y el restablecimiento de las actividades de mercado.
2. El GRT publicará estas reglas en su sitio web previa aprobación de las mismas por la autoridad reguladora pertinente de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE.
3. Las reglas de suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado serán compatibles en la medida de lo posible con:
a) las reglas relativas al suministro de capacidad de intercambio con las regiones de cálculo de la capacidad interesadas;
b) las reglas de presentación por parte de los proveedores de servicios de balance de ofertas de reserva de balance y de ofertas de energía de balance resultantes de acuerdos con otros GRT para la coordinación del balance;
c) las reglas para la provisión por un sujeto de liquidación de una posición balanceada al final del horizonte temporal diario si así lo exigen las reglas relativas al mercado de balance;
d) las reglas de provisión de modificaciones de la posición de los sujetos de liquidación, y
e) las reglas de provisión de los programas a que hace referencia el artículo 111, apartados 1 y 2, del Reglamento (UE) 2017/1485.
4. Al elaborar las reglas de suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado, cada GRT convertirá las situaciones referidas en el artículo 35, apartado 1, en parámetros objetivamente definidos que tengan en cuenta los siguientes factores:
a) el porcentaje de deslastre de carga en la zona CFP del GRT que corresponda a:
i) la incapacidad de una proporción importante de sujetos de liquidación para mantener su balance, o
ii) la necesidad de que el GRT no siga los procesos habituales de balance para efectuar una reenergización eficiente;
b) el porcentaje de desconexión de generación en la zona CFP del GRT que corresponda a la incapacidad de una proporción importante de sujetos de liquidación para mantener su balance;
c) la proporción y distribución geográfica de los elementos del sistema de transporte indisponibles que correspondan a:
i) la desincronización de una parte importante de la zona CFP que convierta en contraproducentes los procesos habituales de balance, o
ii) la reducción a cero de la capacidad de intercambio en una frontera entre zonas de oferta;
d) la incapacidad de las entidades afectadas siguientes para ejecutar sus actividades de mercado por razones ajenas a su control:
i) sujetos de liquidación,
ii) proveedores de servicios de balance,
iii) operadores designados del mercado de la electricidad (NEMO) y otras entidades asignadas o delegadas para ejecutar las funciones del mercado con arreglo al Reglamento (UE) 2015/1222,
iv) los GRD conectados a la red de transporte;
e) la falta de herramientas y medios de comunicación en correcto funcionamiento necesarios para efectuar:
i) el acoplamiento único diario o intradiario o cualquier mecanismo de asignación explícita de capacidad, o
ii) el proceso de recuperación de la frecuencia, o
iii) el proceso de sustitución de reservas, o
iv) el suministro por un sujeto de liquidación de una posición balanceada al final del horizonte temporal diario y la provisión de modificaciones de su posición, o
v) la provisión de los programas a que hace referencia el artículo 111, apartados 1 y 2, del Reglamento (UE) 2017/1485.
5. Las reglas de suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado establecerán un plazo de respeto obligado para cada parámetro determinado con arreglo al apartado 4 antes de iniciar el procedimiento de suspensión de las actividades de mercado.
6. El GRT interesado evaluará en tiempo real los parámetros determinados con arreglo al apartado 4 sobre la base de la información a su disposición.
7. A más tardar el 18 de diciembre de 2020, la REGRT de electricidad presentará a la Agencia un informe de evaluación del grado de armonización de las reglas de suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado establecidas por los GRT en el que se indiquen, llegado el caso, los ámbitos que necesiten armonización.
8. A más tardar el 18 de junio de 2019, cada GRT presentará a la REGRT de electricidad los datos necesarios para elaborar y presentar el informe con arreglo al apartado 7.
(12) Estas Condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance (BSP) y para los sujetos de liquidación responsables del balance (BRP), conforme al artículo 18 del Reglamento EB, tienen en cuenta los puntos de vista resultantes de la consulta realizada durante un mes, entre el 18 de abril y el 18 de mayo de 2018, en cumplimiento del artículo 10 del mismo reglamento.
Este documento establece las Condiciones relativas al balance aplicables a los Proveedores de Servicios de Balance (BSP, por sus siglas en inglés) y a los Sujetos de Liquidación Responsables del Balance (BRP, por sus siglas en inglés) en el sistema eléctrico peninsular español, de acuerdo con el Artículo 18 del Reglamento EB.
1. Las Condiciones relativas al balance son las mismas para todos los proveedores de servicios de balance, ya sean instalaciones de generación, de demanda o de almacenamiento.
2. Estas Condiciones permiten la agregación de las instalaciones de generación, independientemente de su tecnología, de las instalaciones de demanda y de las instalaciones de almacenamiento para ofertar servicios de balance al sistema, con las condiciones recogidas en el Artículo 8, conforme al Artículo 18.4.b) del Reglamento EB.
3. Estas Condiciones permiten a las instalaciones de generación, con independencia de su tecnología, a las instalaciones de demanda y a las instalaciones de almacenamiento ser proveedoras de servicios de balance, conforme al Artículo 18.4.c) del Reglamento EB.
1. Estas Condiciones relativas al balance para los proveedores de servicios de balance (BSP, por sus siglas en inglés) y para los sujetos de liquidación responsables del balance (BRP, por sus siglas en inglés) han sido coordinadas con los Gestores de las Redes de Distribución (DSO, por sus siglas en inglés), que pudieran verse afectados por las mismas.
2. Estas Condiciones respetan el marco para la creación de una plataforma europea (IF, por sus siglas en inglés) para el intercambio de la energía de balance procedente de reservas de sustitución (RR, por sus siglas en inglés) que ha sido aprobado, conforme al artículo 19 del Reglamento EB, por todas las autoridades reguladoras competentes de sistemas que utilizan RR. La CNMC lo aprobó con fecha 10 de diciembre de 2018 y la última autoridad reguladora competente el 15 de enero de 2019.
3. Estas Condiciones respetan las propuestas de los marcos para la creación de plataformas europeas (IF, por sus siglas en inglés) para el intercambio de energías de balance y para el proceso de compensación de desequilibrios, conforme a los artículos 20, 21 y 22 del Reglamento EB, en las versiones disponibles en la fecha de finalización de estas Condiciones relativas al balance. Estas condiciones serán revisadas, en su caso, tras la aprobación de los mencionados marcos de aplicación.
4. Para la preparación de estas Condiciones se han solicitado comentarios a los Gestores de las Redes de Distribución (DSO, por sus siglas en inglés) y a otras partes interesadas, sin prejuicio de la consulta pública que ha sido realizada conforme a lo establecido en el artículo 10 del Reglamento EB.
1. Estas Condiciones relativas al balance utilizan denominaciones en castellano. La tabla siguiente recoge la equivalencia en inglés de los términos relevantes, al objeto de facilitar la comprensión del texto en el contexto de otras metodologías de desarrollo del Reglamento EB que interactúan con ella y se publican exclusivamente en inglés. Para las referencias con formado abreviado se utilizarán preferiblemente las siglas inglesas:
| Término en español | Término en inglés |
|---|---|
|
Directriz sobre el balance eléctrico (Reglamento EB) |
Electricity Balancing Guideline (EB Regulation - EBGL) |
| Condiciones relativas al balance. | Terms and Conditions related to balancing (T&C). |
| Gestor de la Red de Transporte (GRT). | Transmission System Operator (TSO). |
| Gestor de la Red de Distribución (GRD). | Distribution System Operator (DSO). |
| Control frecuencia-potencia (CFP). | Load-frequency control (LFC). |
| Red Europea de Gestores de la Red de Transporte (REGRT). | European Network of Transmission System Operators (ENTSO). |
| Proveedor de servicios de balance. | Balancing Service Provider (BSP). |
| Sujeto de liquidación responsable del balance. | Balance Responsible Party (BRP). |
| Marco de aplicación para la creación de plataformas europea. | Implementation Framework (IF). |
| Reserva de sustitución (RS). | Replacement Reserves (RR). |
| Reserva manual para la recuperación de la frecuencia (RRF manual). | Manual Frequency Restoration Reserves (mFRR). |
| Reserva automática para la recuperación de la frecuencia (RRF automática). | Automatic Frequency Restoration Reserves (aFRR). |
| Reserva para la contención de la frecuencia (RCF). | Frequency Containment Reserves (FCR). |
| Ajuste del desvío. | Imbalance adjustment. |
| Volumen asignado. | Allocated volume. |
| Posición final. | Final position. |
| Desvío. | Imbalance. |
| Punto frontera. | Connection. |
| Participante en el mercado. | Market participant. |
| Programa comercial interno. | Internal commercial trade schedule. |
2. Unidad de Programación (UP): Es la unidad elemental de representación de los programas de energía y también la unidad básica principal para la anotación de los derechos de cobro y las obligaciones de pago que correspondan en el Registro de Anotaciones en cuenta del operador del sistema.
3. Tipo de producción: Cada una de las tecnologías o sistemas de producción de las instalaciones de generación. La clasificación del tipo de producción está basada en lo establecido en el artículo 5 del Reglamento (UE) 543/2013, de 14 de junio sobre la presentación y publicación de datos de los mercados de la electricidad y por el que se modifica el anexo I del Reglamento (CE) n.º 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo.
4. Tipo de actividad: Cada uno de los distintos tipos de transacciones de energía, identificándose generación, demanda y almacenamiento.
5. Sujeto titular de una instalación de producción: Será el propietario de la instalación que figura en el registro administrativo de instalaciones de producción que disponga de los derechos de explotación de la instalación, o el copropietario que ejerza en cada momento como responsable del centro de control de la misma.
6. Participante en el mercado: es una persona física o jurídica que compra, vende o genera electricidad participando en uno o más mercados eléctricos incluyendo el mercado de balance.
Se consideran participantes en el mercado los comercializadores, los consumidores directos en mercado, los titulares en mercado de instalaciones de generación y los representantes de cualquiera de los anteriores o de titulares de instalaciones de generación que no participan directamente en el mercado y, según se establezca normativamente, los titulares de instalaciones de almacenamiento.
Participarán en el proceso de programación establecido en el Título 6 del Reglamento (UE) 2017/1485, para el mercado de producción español. La participación se realizará a través de las unidades de programación que le correspondan conforme a lo establecido en el procedimiento de operación 3.1, directamente o a través del representante que designe conforme a lo establecido en los procedimientos de operación 14.1 y 14.8.
7. Zona de regulación: Es una agrupación de unidades de programación que, en conjunto, tiene capacidad de regular en respuesta a las órdenes de un sistema de Control Automático de Generación cumpliendo con los requisitos establecidos y permitiendo su evaluación desde un sistema de control de energía en tiempo real. Es la unidad básica para la anotación de los derechos de cobro y las obligaciones de pago que correspondan en el Registro de Anotaciones en cuenta del operador del sistema.
8. Centro de control: Es el interlocutor con el operador del sistema, remitiéndole la información en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la seguridad y fiabilidad del sistema eléctrico.
1. A efectos del presente documento, las energías de balance procedentes de las reservas de sustitución (RR, por sus siglas en inglés), las reservas para la contención de la frecuencia (FCR, por sus siglas en inglés), las reservas automáticas para la recuperación de la frecuencia (aFRR, por sus siglas en inglés) y las reservas manuales para la recuperación de la frecuencia (mFRR, por sus siglas en inglés), se corresponden con las energías de los actuales servicios de balance de gestión de desvíos, regulación primaria, regulación secundaria y regulación terciaria, respectivamente.
2. Los servicios de balance de gestión de desvíos, regulación primaria, regulación secundaria y regulación terciaria están regulados en los procedimientos de operación 3.3, 7.1, 7.2 y 7.3, respectivamente, y en los procedimientos de operación 14.4 y 14.6, en cuanto a la liquidación de dichos servicios. Estos mismos procedimientos de operación regularán los servicios de balance, tras la integración del sistema eléctrico peninsular español en las plataformas europeas de energías de balance previstas en el Reglamento EB.
3. El operador del sistema podrá facilitar que las ofertas de balance presentadas y no asignadas en un determinado servicio de balance, puedan ser válidas, bajo las condiciones que se establezcan, para sucesivos servicios de balance, sin perjuicio de la posibilidad de actualizarlas por los respectivos BSP conforme a los plazos límite de presentación de ofertas de cada servicio.
4. El operador del sistema eléctrico español podrá disponer localmente de productos específicos conforme a lo establecido en el artículo 26 del Reglamento EB, al objeto de garantizar la seguridad de la operación y de mantener el equilibrio del sistema, de acuerdo con lo que se desarrolle en los procedimientos de operación.
5. Los procedimientos de operación establecerán los mecanismos de respaldo que, en su caso, se utilizarán ante un fallo en la contratación o activación de la energía en los servicios de balance en las plataformas europeas.
1. El requisito para la provisión de servicios de balance por parte de un BSP es disponer de la correspondiente habilitación del operador del sistema para la provisión de cada servicio de balance del sistema, conforme al artículo 16 del Reglamento EB.
2. La instalación o la agregación de instalaciones que forme parte de una unidad de programación habilitada en servicios de balance deberá contar con la autorización expresa del operador del sistema para la consideración a todos los efectos de su participación en el servicio de balance del sistema que corresponda.
1. Serán proveedores de servicios de balance al sistema a través de una o más unidades de programación habilitadas en servicios de balance, previo cumplimiento de los requisitos establecidos al efecto:
a) Los sujetos titulares de instalaciones de producción.
b) Los sujetos titulares de instalaciones de demanda.
c) Los sujetos titulares de instalaciones de almacenamiento.
d) Los sujetos representantes de los sujetos titulares de las instalaciones referenciados en los apartados a), b) y c) anteriores y los participantes del mercado a los que contractualmente se designen.
2. La provisión de servicios de balance al sistema y su liquidación se realizará por unidad de programación o en su caso, por zona de regulación. El control del cumplimiento y su liquidación, se realizará conforme a lo establecido en el procedimiento de operación 14.4.
3. Cada unidad de programación proveedora de servicios de balance deberá tener con carácter general una capacidad mínima de oferta igual a 1 MW. En el caso de que el marco de aplicación para la creación de alguna de las plataformas europeas para el intercambio de energías de balance establezca un valor mínimo de oferta distinto de 1 MW, será dicho valor el que determine la capacidad mínima de oferta requerida a la unidad proveedora del producto estándar de que se trate.
4. Cada zona de regulación secundaria deberá tener un tamaño mínimo de 200 MW habilitados para la participación en el mercado correspondiente a la activación automática de reserva para la recuperación de la frecuencia (aFRR, por sus siglas en inglés).
5. Cada zona de regulación estará constituida por una o más unidades de programación que participen activamente en el servicio de regulación secundaria del sistema eléctrico peninsular español (aFRR, por sus siglas en inglés), y por unidades no habilitadas para la participación activa en el servicio de regulación secundaria, estando todas las unidades bajo la titularidad o la representación del sujeto que ostenta la titularidad de la zona de regulación.
6. En el caso de las unidades de programación integradas en una zona de regulación, el centro de control de todas las instalaciones que compongan dicha unidad de programación será el centro de control responsable de la zona de regulación.
1. La unidad de programación proveedora de servicios de balance al sistema estará compuesta de una o más instalaciones conforme a lo establecido en el procedimiento de operación 3.1.
2. Cada unidad de programación corresponderá a un tipo de actividad, por lo que existirán unidades de programación diferenciadas para cada tipo de actividad: generación, demanda y almacenamiento.
3. Con carácter general, las unidades de programación se agregarán por sujeto de liquidación responsable del desvío y tipo de producción, conforme a lo establecido en el procedimiento de operación 3.1.
4. Las unidades de programación correspondientes a instalaciones de almacenamiento y a centrales reversibles de bombeo, deberán utilizar unidades de programación diferenciadas para la entrega y para la toma de energía.
5. Las instalaciones que por su potencia neta máxima sean relevantes para la operación y seguridad del sistema deberán disponer de una unidad de programación individualizada para cada instalación, conforme a lo establecido en el procedimiento de operación 3.1.
6. Las instalaciones que por su relevancia para la operación y seguridad del sistema requieran un tratamiento específico deberán integrarse en una unidad de programación independiente compuesta por una o varias instalaciones conforme a lo establecido en el procedimiento de operación 3.1.
7. De forma específica, se podrán distinguir tantas unidades de programación como sean necesarias al objeto de poder identificar las instalaciones de generación a las que son de aplicación los criterios de prioridad de despacho que se establezcan normativamente.
1. El operador del sistema otorgará la habilitación a aquellas instalaciones o conjunto de instalaciones que acrediten su correspondiente capacidad técnica y operativa para la prestación del servicio.
2. Los requisitos de las instalaciones de generación, de demanda y de almacenamiento para obtener la habilitación para su participación en los servicios de balance del sistema serán los siguientes:
a) Ser una instalación, o un conjunto de instalaciones, apta para participar en los servicios de balance del sistema de acuerdo con los criterios establecidos en la normativa de aplicación.
b) Remitir al operador del sistema la solicitud para la participación en el servicio de balance del sistema para el que se desee obtener la habilitación correspondiente.
c) Estar integrada la instalación en un centro de control debidamente acreditado por el operador del sistema.
d) Comunicar al operador del sistema y mantener actualizada la información requerida a los proveedores del servicio de balance del sistema que se solicita en el artículo 11 de este documento.
e) Haber superado las pruebas específicas para la participación en el correspondiente servicio de balance del sistema o integrarse en una unidad de programación proveedora del correspondiente servicio de balance sin haber superado dichas pruebas. Esta última opción sólo será aplicable si la relación entre la potencia de las instalaciones de la unidad de programación que no han superado las pruebas y la potencia total de las instalaciones de la unidad de programación no supera el valor porcentual que se establezca en los procedimientos de operación.
3. El proceso de habilitación para la participación de las instalaciones o conjunto de instalaciones, de generación, demanda y almacenamiento en los servicios de balance deberá verificar que la unidad de programación proveedora de servicios de balance cumple con los perfiles de respuesta establecidos por el operador del sistema eléctrico español para cada producto de balance, y en el caso de los productos de balance estándar, son conformes a las características de producto establecidas en los correspondientes marcos de aplicación para la creación de plataformas europeas.
4. Las pruebas específicas para la participación en cada servicio de balance serán establecidas en los procedimientos de operación. Transitoriamente, hasta que se apruebe la adaptación a estas condiciones de las pruebas de habilitación serán de aplicación las establecidas en los procedimientos de pruebas para la participación en los servicios de ajuste del sistema, aprobados por Resolución de 18 de diciembre de 2015, de la Secretaría de Estado de Energía.
1. El servicio de regulación secundaria (aFRR, por sus siglas en inglés) tendrá asociado un mercado de capacidad de balance o mercado de banda de regulación secundaria, conforme a lo establecido en el procedimiento de operación 7.2.
2. Las normas para la contratación de banda de regulación secundaria, conforme a lo establecido en el artículo 32.2 del Reglamento EB, serán las siguientes:
a. La banda se ofertará y asignará por unidad de programación, a subir y a bajar, mediante un mecanismo competitivo de asignación de carácter marginalista que se detalla en el procedimiento de operación 7.2.
b. La contratación de banda a subir y a bajar se realizará diariamente (el día anterior al del suministro) y para cada uno de los periodos horarios del horizonte de programación.
3. El cumplimiento del compromiso de disponibilidad de banda de regulación secundaria adquirido se verificará por zona de regulación.
4. Como resultado del seguimiento de la respuesta efectiva de cada zona de regulación en tiempo real, se bonificarán/penalizarán las respuestas superiores/inferiores respecto al compromiso de banda de regulación secundaria asignada a dicha zona de regulación.
5. En el caso de que la aplicación de limitaciones de programa máximo y/o mínimo por razones de seguridad del sistema limite la respuesta de regulación secundaria de instalaciones con participación activa en el servicio de regulación secundaria, se desasignará parcial o totalmente la banda correspondiente, según la limitación de programa aplicada, para evitar incumplimientos del servicio de regulación secundaria por causas ajenas al sujeto titular de la unidad de programación afectada por la limitación de programa, previa solicitud al operador del sistema eléctrico español por parte del sujeto titular de la correspondiente zona de regulación, conforme a lo establecido en el procedimiento de operación 7.2.
6. De acuerdo con la exención prevista en el artículo 34.1 del Reglamento EB, concedida por la CNMC mediante Resolución de 10 de octubre de 2019, la banda de regulación secundaria asignada al conjunto de unidades de programación de una zona de regulación no podrá ser transferida a unidades de programación de otra zona de regulación.
1. En el proceso de habilitación para la participación en los servicios de balance del sistema, el BSP deberá comunicar al operador del sistema la información estructural de las instalaciones que componen cada unidad de programación, de acuerdo con lo establecido en las especificaciones para la implementación nacional de la metodología prevista en los artículos 40.5 y 40.6 del Reglamento (UE) 2017/1485, en el procedimiento de operación 9 y en la normativa que le sea de aplicación para la provisión de cada servicio de balance.
2. Todas las instalaciones que formen parte de una unidad de programación proveedora de servicios de balance deberán enviar telemedidas al operador del sistema, en tiempo real, conforme a lo establecido en la normativa que le sea de aplicación.
3. Los intercambios de información del BSP con el operador del sistema eléctrico español en relación con la provisión de servicios de balance serán los establecidos en las especificaciones para la implementación nacional de la metodología prevista en los artículos 40.5 y 40.6 del Reglamento (UE) 2017/1485, en el procedimiento de operación 9 y en la normativa de aplicación a cada uno de los servicios de balance.
4. Los intercambios de información del BSP con el operador del sistema eléctrico español serán de aplicación a las instalaciones de generación, de demanda y de almacenamiento.
5. El operador del sistema eléctrico español pondrá a disposición de los correspondientes Gestores de las Redes de Distribución (GRD), los datos estructurales de las instalaciones, los datos de medidas en tiempo real y los desgloses en unidades físicas de los programas de las unidades de programación, cuando la instalación o instalaciones que compongan la unidad de programación estén conectadas a las redes de distribución que son objeto específico de su correspondiente gestión o a la red observable por dichos GRD, de acuerdo con lo previsto en las especificaciones para la implementación nacional de la metodología prevista en los artículos 40.5 y 40.6 del Reglamento (UE) 2017/1485.
La energía de balance asignada a un BSP en el periodo de liquidación del desvío, se asignará a un BRP según la siguiente precedencia:
1) Al BSP si es también BRP.
2) A un BRP designado por el BSP conforme a lo establecido en el procedimiento de operación 14.1.
3) A varios BRP conforme a lo establecido en el procedimiento de operación 14.1.
1. La asignación de la provisión de energías de balance al sistema se realizará mediante un mecanismo competitivo de asignación de carácter marginalista, en el que se tendrán en cuenta las limitaciones establecidas por seguridad y las indisponibilidades de las instalaciones, conforme a lo establecido en los procedimientos de operación correspondientes a la provisión de servicios de balance al sistema, y cuando sea de aplicación, en los marcos de aplicación de las plataformas europeas (IF) para el intercambio de las energías de balance.
2. La liquidación a los BSP de la provisión de energías de balance al sistema tendrá en cuenta el precio marginal resultante de la asignación de ofertas en el mercado correspondiente hasta la implantación de la plataforma europea del producto estándar correspondiente, y ello, con independencia de los criterios que se establezcan en la regulación nacional de aplicación para la liquidación de los productos de balance que, en su caso, pudieran definirse como productos específicos del sistema eléctrico español.
3. El volumen de la energía de balance activada de una unidad de programación será calculado para cada periodo de liquidación de desvíos como el valor medio de la energía de balance asignada, y de manera separada para la energía de balance a subir y a bajar.
4. Se podrán establecer incentivos para que los BSP cumplan con la provisión de las energías de balance al sistema, y con los perfiles de respuesta establecidos para cada producto de balance conforme a los correspondientes marcos de aplicación para la creación de plataformas europeas, de acuerdo con lo que se establezca en los procedimientos de operación 3.3, 7.2, 7.3 y 14.4.
5. El calendario de liquidación de la energía será el recogido en el procedimiento de operación 14.1.
6. El operador del sistema podrá establecer requerimientos elásticos dependientes del precio para los procesos de asignación de los servicios de balance de reservas de sustitución (RR) y de reservas manuales para la recuperación de la frecuencia (mFRR), conforme a lo previsto en los marcos de aplicación para la creación de las plataformas europeas para el intercambio de las energías de balance. Los criterios para la utilización de los requerimientos elásticos y la determinación de los precios en el sistema eléctrico español se detallarán en los procedimientos de operación.
El operador del sistema eléctrico español retirará temporalmente la habilitación a una unidad de programación proveedora de servicios de balance en caso de incumplimiento reiterado en la provisión de servicios de balance al sistema, o cuando la calidad del servicio no cumpla repetidamente con los niveles de calidad de respuesta establecidos. Las condiciones de esta deshabilitación temporal se establecerán en los procedimientos de operación correspondientes.
1. El operador del sistema eléctrico español deberá conocer en todo momento la reserva de regulación terciaria disponible en el sistema para poder garantizar la seguridad y calidad del suministro.
2. Todos los proveedores del servicio de regulación terciaria deberán ofertar la variación máxima de potencia a subir y a bajar que pueda efectuar cada una de las unidades de programación habilitadas en un tiempo máximo de 15 minutos o en el tiempo que se establezca para la movilización de la regulación terciaria (mFRR, por sus siglas en inglés) en el marco de aplicación de la correspondiente plataforma europea para su activación, si éste fuera distinto de 15 minutos, y que puede ser mantenida, al menos, durante una hora.
1. A los efectos de lo previsto en el artículo 18.6.a del Reglamento EB, se entiende por cada conexión cada punto frontera definido conforme al Reglamento Unificado de Puntos de Medida, establecido mediante el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico. En el caso de instalaciones de producción y de almacenamiento se entiende por cada conexión el conjunto de todos los puntos frontera de la instalación.
2. La medida de energía de cada conexión en cada sentido, entrante o saliente, se asignará a la unidad de programación en la que se integre la conexión para cada sentido.
3. El BRP de cada conexión se definirá según los criterios siguientes:
a) Cada comercializador será, por defecto, el BRP de la energía entrante en los puntos frontera de los consumidores con los que tiene contrato de suministro y de la energía saliente de sus consumidores acogidos al mecanismo de compensación simplificada de autoconsumo conforme al artículo 14.4 del Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica.
b) Cada consumidor directo en mercado será, por defecto, el BRP de la energía entrante en los puntos frontera con los que participe en el mercado.
c) Cada comercializador y cada consumidor directo en mercado podrá delegar contractualmente su responsabilidad como BRP a otro BRP de su elección, conforme a lo establecido en los procedimientos de operación 14.1,14.2 y 14.8.
d) Cada titular de instalación de producción (sección primera del registro administrativo) será, por defecto, el BRP de la energía neta entrante y saliente en la conexión de la instalación.
e) Cada titular de instalaciones de producción (sección primera del registro administrativo) podrá delegar contractualmente, para cada una de sus instalaciones, su responsabilidad como BRP a otro BRP de su elección conforme a lo establecido en los procedimientos de operación 14.1, 14.2 y 14.8.
f) Los titulares de instalaciones de producción de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos (sección segunda del registro administrativo) podrán solicitar al operador del sistema ser el BRP de todas o algunas de sus instalaciones. Asimismo, podrán designar contractualmente, para cada una de sus instalaciones, a un BRP de su elección conforme a lo establecido en los procedimientos de operación 14.1, 14.2 y 14.8.
g) El comercializador de referencia será, por defecto, el BRP de la energía saliente en la conexión de instalaciones de producción de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos conforme a lo dispuesto en el artículo 53.2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.
4. La medida, la posición y el desvío de cada BRP se calculará a partir de los programas y medidas de cada unidad de programación.
5. Los cambios de asignación de conexiones a unidades de programación y de asignación de unidades de programación a BRP se realizarán conforme a los plazos y condiciones establecidos en los procedimientos de operación 14.1, 14.2 y 14.8.
1. Solicitar al Operador del Sistema su alta como BRP con los mecanismos y plazos establecidos en los procedimientos de operación 14.1, 14.2 y 14.8.
2. Acreditar la capacidad técnica para comunicarse con los sistemas de información del Operador del Sistema.
3. Acreditar la capacidad económica, en particular, depositar las garantías de pago establecidas en el procedimiento de operación.14.3.
Todos los BRP serán responsables financieros de sus desvíos cuya liquidación es responsabilidad del operador del sistema eléctrico español.
Los intercambios de información del BRP con el operador del sistema eléctrico español para el cálculo y liquidación de los desvíos serán los descritos en los procedimientos de operación.
1. Antes del cierre del mercado interzonal intradiario, cada BRP podrá realizar modificaciones equilibradas de los programas de sus unidades de programación internas del sistema eléctrico peninsular español, siempre que estas modificaciones estén asociadas a transacciones efectuadas en el mercado intradiario.
2. Después del cierre del mercado interzonal intradiario, cada BRP podrá realizar modificaciones equilibradas de los programas de sus unidades de programación internas del sistema eléctrico peninsular español, siempre que estas modificaciones estén justificadas por un incidente sobrevenido que imposibilite el cumplimiento de los programas de sus unidades y sean debidamente comunicadas.
3. Las modificaciones de programas se realizarán bajo la consideración de los criterios, mecanismos y horarios que se establezcan en el procedimiento de operación 3.1.
1. En aplicación del artículo 52.1 del Reglamento EB, el operador del sistema eléctrico español calculará los desvíos y liquidará a cada BRP, en cada periodo de liquidación del desvío, el importe que corresponda de aplicar el precio del desvío.
2. En aplicación del artículo 62.2 d) del Reglamento EB, el operador del sistema eléctrico español solicitará a las autoridades reguladoras competentes una excepción temporal de la liquidación de desvíos por periodos de 15 minutos, de acuerdo con lo establecido en el artículo 53.1 y en los términos definidos en dicho artículo.
3. Durante el periodo de excepción temporal anterior, el periodo de liquidación de desvíos del artículo 53 será la hora.
4. El área de cálculo de los desvíos del artículo 54.2 del Reglamento EB, será el sistema eléctrico peninsular español.
5. Las medidas para el cálculo de desvíos serán las establecidas en los procedimientos de operación de medidas vigentes.
6. En el plazo que determina el artículo 30 de estas Condiciones, en aplicación del artículo 54.3.a) del Reglamento EB, cada BRP tendrá dos posiciones finales, una de generación y otra de consumo. Hasta entonces se mantendrán las posiciones contempladas en el procedimiento de operación 14.4.
El modelo de dos posiciones deberá ser revisado de acuerdo con la metodología que se establezca de armonización en la liquidación del desvío definida en el artículo 52.2 del Reglamento EB, en caso que dicha opción no esté prevista. En todo caso, el Operador del Sistema podrá presentar una revisión del modelo adoptado en caso de que justifique la existencia de un impacto positivo entre otros, para el desarrollo de figuras emergentes, como el autoconsumo o el almacenamiento.
7. La energía del término «ajuste del desvío», definido en el artículo 2 del Reglamento EB, párrafo (14) y el artículo 54.4.c, es la suma de las energías de balance y de las restricciones técnicas en tiempo real de las unidades de programación asignadas a la posición final de cada BRP. La energía reducida a unidades de programación de consumidores por órdenes de Interrumpibilidad, será también considerada en el cálculo del «ajuste del desvío».
8. La energía del término «volumen asignado» del artículo 2 del Reglamento EB, párrafo (15), y del artículo 54.4.b, es la suma de las medidas horarias asignadas a cada unidad de programación de la posición final de cada BRP.
9. La energía del término «posición» del artículo 2 del Reglamento EB, párrafo (16) y del artículo 54.4.a, es la suma de la energía programada de cada una de las unidades de programación que formen parte de la posición de cada BRP, en el Programa Horario Final definido en el procedimiento de operación 3.1.
10. La energía del término «desvío» del artículo 2 del Reglamento EB, párrafo (8) y del artículo 54.4.d, es la diferencia entre (a) el «volumen asignado» a la posición final de un BRP y (b) la suma de «posición» y del «ajuste del desvío» de la posición final.
11. En aplicación del artículo 54.4.e del Reglamento EB, los BRP podrán presentar reclamaciones al cálculo del desvío en los plazos y condiciones establecidos en el procedimiento de operación 14.1.
12. En aplicación del artículo 54.5 del Reglamento EB, la medida de las unidades de programación que no tengan puntos frontera asociados, como las unidades en cartera y otras similares, será cero.
13. En aplicación del artículo 54.6 del Reglamento EB, el operador del sistema eléctrico español anotará en el Registro de Anotaciones en Cuenta de la liquidación: la energía del desvío calculado, su dirección, el precio aplicado y el importe resultante; las anotaciones se realizarán en los plazos y condiciones establecidos en la normativa vigente.
14. La dirección del desvío será a subir cuando el signo del desvío de la posición del BRP es positivo.
15. La dirección del desvío será a bajar cuando el signo del desvío de la posición neta del BRP es negativo.
16. El precio del desvío del artículo 55 del Reglamento EB, será dual, conforme al procedimiento de operación 14.4. Una vez aprobada la propuesta de armonización en la liquidación del desvío establecida en el artículo 52.2, el operador del sistema propondrá una modificación de las condiciones para los BRP, en caso de ser necesario para su adaptación a lo establecido en dicha metodología, para cumplir los plazos de adaptación establecidos en el artículo 52.2.4 del Reglamento EB.
El área de desvío y el área de precio de los desvíos será el sistema eléctrico peninsular español.
1. El plazo máximo para la liquidación definitiva de los desvíos será el establecido en el procedimiento de operación 14.1 para la liquidación final definitiva.
2. Los mecanismos excepcionales de liquidación posterior a la definitiva serán los establecidos en el procedimiento de operación de la normativa de condiciones generales del proceso de liquidación del operador del sistema.
Las consecuencias del incumplimiento de las condiciones que aplican a los BRP, como el incumplimiento de las obligaciones de pago, de la prestación de garantías de pago y los establecidos en otra normativa que le sea de aplicación, serán, en los términos que resulten de la normativa aplicable, y, en su caso, la suspensión provisional de un BRP para participar en el mercado de producción y, podrá conllevar la asignación provisional de los puntos frontera de clientes al comercializador de referencia que corresponda regulatoriamente.
1. Los BRP comunicarán al operador del sistema eléctrico español las indisponibilidades de todas las instalaciones de producción, consumo o almacenamiento de potencia neta registrada igual o superior a 30 MW, de las unidades de programación habilitadas para participar en los servicios de gestión de desvíos y regulación terciaria, y de las unidades de programación asociadas a proveedores de servicios de Interrumpibilidad. Además, los BRP comunicarán al operador del sistema eléctrico español los desvíos de programa cuando éstos sean iguales o superiores a 30 MWh con respecto al valor del programa establecido.
2. La comunicación de cambios de programa por indisponibilidades y desvíos comunicados será a efectos informativos para la operación del sistema, y no modificará la posición final del mercado ni se incluirá en el «ajuste del desvío» del BRP a efectos del cómputo del desvío.
Ningún desvío será excluido de la liquidación de desvíos.
1. Hasta que no se desarrolle la propuesta contemplada en el artículo 44.3 del Reglamento EB, los costes de las reservas de capacidad vigentes se asignarán conforme lo establecido en el procedimiento de operación 14.4.
2. El importe actual del saldo de la liquidación de los desvíos se asignará conforme a lo establecido en el procedimiento de operación 14.4.
3. Los costes administrativos incurridos por el operador del sistema eléctrico español serán financiados por los BRP conforme a lo establecido en la Circular por la que se establece la metodología de retribución del operador del sistema eléctrico.
1. El TSO podrá suspender los mercados de servicios de balance cuando en un incidente el porcentaje de carga desconectada en el sistema peninsular español sea superior al 50% o el volumen de generación desconectada sea superior a la reserva disponible tras el incidente que impida la recuperación de la carga desconectada, o cuando se produzca una indisponibilidad del Sistema de Información del Operador del Sistema (SIOS) con una duración de tiempo superior a 30 minutos.
2. La suspensión de los mercados de servicios de balance durará el tiempo indispensable para realizar una reposición de manera segura y/o restablecer el Sistema de Información del Operador del Sistema (SIOS).
3. El TSO informará con un preaviso mínimo de 15 minutos antes del cierre del correspondiente mercado de servicio de balance del restablecimiento de los mercados de servicios de balance.
1. Durante el tiempo que dure la suspensión de los mercados de energía y de servicios de balance, se liquidará la medida de unidades de programación de generación y de adquisición al precio establecido en este artículo.
2. Durante el tiempo que dure la suspensión de los mercados, se computarán los desvíos en las fronteras respecto al último valor de programa disponible más cercano al tiempo real a efectos de proceder posteriormente a su compensación.
3. Los precios de liquidación de generación de energía serán los precios horarios del mercado diario de ese día multiplicados por un factor de 1,15. En caso de que no exista tampoco precio del mercado diario se aplicarán los precios del mercado diario establecidos en la misma hora y el mismo día de la última semana anterior disponible multiplicados por un factor de 1,15.
4. Los precios de liquidación de adquisición de energía serán los precios horarios del mercado diario de ese día multiplicados por un factor de 1,15. En caso de que no exista tampoco precio del mercado diario se aplicarán los precios del mercado diario establecidos en la misma hora y el mismo día de la última semana anterior disponible multiplicados por un factor de 1,15. A este precio se añadirán los cargos y costes regulados establecidos en la normativa vigente.
1. Estas Condiciones relativas al balance para los BSP y BRP serán de aplicación a los 30 días de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado», con las excepciones que se indican en este mismo artículo.
2. La aplicación de los artículos 7.1, 8.3, 8.5, 11.3 y 25.1, la participación de la demanda y almacenamiento en los servicios de balance, los artículos 9.2e) y 9.4, en lo relativo a las pruebas para el procedimiento de habilitación para la provisión de los servicios de balance, y los artículos 20.3 y 20.4, cambio de programas de los BRP, requiere una adaptación de los procedimientos de operación que los desarrollan. Estas disposiciones deberán estar implementadas antes de transcurridos 12 meses desde la aprobación de estas Condiciones relativas al balance. El operador del sistema deberá lanzar a consulta pública las propuestas de adaptación de los procedimientos de operación antes de transcurridos 3 meses desde la publicación en el «Boletín Oficial del Estado» de estas Condiciones relativas al balance.
3. Respecto a los artículos 5.3, 5.4, 13.2 (en lo relativo a productos específicos), 13.4 y 13.6, el operador del sistema deberá presentar a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia una propuesta de diseño, y en su caso, implantación, de los aspectos regulados en estos artículos, antes de transcurridos 12 meses desde la aprobación de las metodologías y marcos de implantación desarrollados en aplicación del Reglamento EB).
1. El detalle necesario para la aplicación de lo dispuesto en estas Condiciones relativas al balance para los BSP y BRP se recoge en los procedimientos de operación del sistema citados en el texto.
2. Transitoriamente, hasta que los procedimientos de operación se adapten a los desarrollos del Reglamento EB, serán de aplicación los principios recogidos en los procedimientos de operación vigentes, en aquellos puntos que no contradigan o se opongan a lo establecido en las presentes Condiciones de balance. En particular, para las excepciones que se indican en los apartados 2 y 3 del Artículo 30 serán de aplicación los procedimientos de operación vigentes.
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