El artículo 3.1.k) de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, establece, entre las competencias que corresponden a la Administración General del Estado, aprobar por medio de Resolución del Secretario General de Energía (actualmente Secretario de Estado de Energía) las reglas de mercado y los procedimientos de operación de carácter instrumental y técnico necesarios para la gestión económica y técnica del sistema.

Por su parte el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, establece, en su artículo 31, que el operador del sistema y la Comisión Nacional de Energía podrán proponer para su aprobación por el Ministerio de Industria Turismo y Comercio los procedimientos de operación de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del sistema, quien resolverá previo informe de la Comisión Nacional de Energía.

La disposición adicional tercera del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica establece que las propuestas de procedimientos de operación de carácter técnico e instrumental indicadas en el párrafo anterior deberán ir acompañadas del informe de los representantes de todos los sujetos del sistema definidos en el artículo 9 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

El Real Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre, regula los efectos de la entrada en funcionamiento del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el balear, y modifica otras disposiciones del sector eléctrico.

En la Disposición adicional segunda Adaptación de los procedimientos de operación y de las reglas de funcionamiento del mercado diario e intradiario de producción de energía eléctrica para integrar en la regulación el enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el sistema eléctrico balear del citado Real Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre, se establece que «en el plazo de un mes a partir de la entrada en vigor de este real decreto, el operador del sistema remitirá al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio una propuesta de modificación de los procedimientos de operación del sistema eléctrico peninsular y de los SEIE […] cuyo contenido sea necesario modificar para recoger los efectos de la entrada en servicio del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el sistema eléctrico balear.»

Por otro lado, el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial reguló ciertos aspectos técnicos para contribuir al crecimiento de estas tecnologías, salvaguardando la seguridad en el sistema eléctrico y garantizando su calidad de suministro, así como para minimizar las restricciones a la producción de dicha generación, que aún no habían sido introducidos en los Procedimientos de Operación de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares.

El Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial establece una serie de requisitos técnicos adicionales para garantizar el funcionamiento del sistema y posibilitar el crecimiento de las tecnologías de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables.

El Real Decreto 1614/2010, de 7 de diciembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica a partir de tecnologías solar termoeléctrica y eólica, estableció las directrices relativas a la restricción de la producción de energía eléctrica de instalaciones de tecnología eólica por razones de seguridad del sistema.

La Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 1 de junio de 2011, establece el protocolo estándar a utilizar por los agentes para su comunicación con los centros de control del operador del sistema para el sistema peninsular.

Por otro lado la Resolución de 1 de diciembre de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, aprueba el procedimiento de operación del sistema 4.0 «Gestión de las Conexiones Internacionales», lo cual afecta a la información a intercambiar entre los agentes.

Los procedimientos de operación citados en el asunto desarrollan las modificaciones en la normativa eléctrica citada anteriormente.

Vista la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico y el artículo 31 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.

Vista la propuesta realizada por el Operador del Sistema de los procedimientos de operación del Sistema P.O.–3.1 programación de la generación, P.O.–3.2 resolución de restricciones técnicas, P.O.–9 información intercambiada por el operador del sistema, P.O.–14.4 derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema y Procedimientos de Operación de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE): P.O. SEIE–1 funcionamiento de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares, P.O. SEIE–2.2 cobertura de la demanda, programación de la generación y altas en el despacho económico, P.O. SEIE–3.1 programación de la generación en tiempo real, P.O. SEIE–7.1 servicio complementario de regulación primaria, P.O. SEIE–7.2 servicio complementario de regulación secundaria, P.O. SEIE–8.2 criterios de operación, P.O. SEIE–9 información a intercambiar con el operador del sistema y nuevo P.O. SEIE–2.3 programación del intercambio de energía por los enlaces eléctricos que conectan los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares con el Sistema Eléctrico Peninsular, previa consideración de los comentarios de los representantes de todos los sujetos del sistema.

Esta Secretaría de Estado, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, resuelve:

Primero.

Aprobar los procedimientos de operación del Sistema P.O.–3.1 programación de la generación, P.O.–3.2 resolución de restricciones técnicas, P.O.–9 información intercambiada por el operador del sistema, P.O.–14.4 derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema y Procedimientos de Operación de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE): P.O. SEIE–1 funcionamiento de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares, P.O. SEIE–2.2 cobertura de la demanda, programación de la generación y altas en el despacho económico, P.O. SEIE–3.1 programación de la generación en tiempo real, P.O. SEIE–7.1 servicio complementario de regulación primaria, P.O. SEIE–7.2 servicio complementario de regulación secundaria, P.O. SEIE–8.2 criterios de operación, P.O. SEIE–9 información a intercambiar con el operador del sistema y nuevo P.O. SEIE–2.3 programación del intercambio de energía por el enlace eléctrico entre el Sistema Eléctrico Balear y el Sistema Eléctrico Peninsular, que se insertan a continuación.

Segundo.

En lo que respecta al funcionamiento de los de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares, se evaluará el criterio N-2 en el enlace eléctrico que conecta el Sistema Eléctrico Balear con el Sistema Eléctrico Peninsular, a la hora de considerar los Criterios de seguridad ante contingencias establecidos en el P.O. P.O. SEIE–1 funcionamiento de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares, durante un periodo de 3 meses.

Tercero.

A partir de la fecha en que surta efectos la presente resolución quedan sin efecto los procedimientos de operación del Sistema P.O.–3.1 programación de la generación, P.O.–3.2 resolución de restricciones técnicas, P.O.–9 información intercambiada por el operador del sistema y P.O.–14.4 derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema, aprobados por la Resolución de 27 de octubre de 2010, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban los procedimientos de operación del sistema P.O. 3.10, P.O. 14.5, P.O. 3.1, P.O. 3.2, P.O. 9 y P.O. 14.4 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica y los Procedimientos de Operación de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE): P.O. SEIE–1 funcionamiento de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares, P.O. SEIE–2.2 cobertura de la demanda, programación de la generación y altas en el despacho económico, P.O. SEIE–3.1 programación de la generación en tiempo real, P.O. SEIE–7.1 servicio complementario de regulación primaria, P.O. SEIE–7.2 servicio complementario de regulación secundaria, P.O. SEIE–8.2 criterios de operación y P.O. SEIE–9 información a intercambiar con el operador del sistema aprobados por Resolución de 28 de abril de 2006, de la Secretaría General de Energía, por la que se aprueba un conjunto de procedimientos de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

Cuarto.

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

Madrid, 24 de julio de 2012.–El Secretario de Estado de Energía, Fernando Marti Scharfhausen.

ÍNDICE

P.O.–3.1 Programación de la generación.

P.O.–3.2 Resolución de restricciones técnica.

P.O.–9 Información intercambiada por el operador del sistema.

P.O.–14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema.

P.O. SEIE–1 Funcionamiento de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

P.O. SEIE–2.2 Cobertura de la demanda, programación de la generación y altas en el despacho económico.

P.O. SEIE–2.3 Programación del intercambio de energía por el enlace eléctrico entre el sistema eléctrico balear y el sistema eléctrico peninsular.

P.O. SEIE–3.1 Programación de la generación en tiempo real.

P.O. SEIE–7.1 Servicio complementario de regulación primaria.

P.O. SEIE–7.2 Servicio complementario de regulación secundaria.

P.O. SEIE–8.2 Criterios de operación.

P.O. SEIE–9 Información a intercambiar con el operador del sistema.

P.O.–3.1 Programación de la generación

1. Objeto

El objeto de este procedimiento es establecer el proceso de programación diaria de la generación a partir de las nominaciones de programas derivados de la ejecución de contratos bilaterales con entrega física y de la casación de ofertas de venta y de adquisición de energía en el mercado diario e intradiario, de forma que se garantice la cobertura de la demanda y la seguridad del sistema.

Se incorporan también en este procedimiento los criterios aplicables para la definición de las unidades de programación (UP) utilizadas en el proceso de programación de la generación y localizadas en el sistema eléctrico español.

La programación incluye los siguientes procesos sucesivos:

a) El programa diario base de funcionamiento (PDBF).

c) La asignación de reserva de regulación secundaria.

c) La asignación de reserva de regulación secundaria.

d) Los programas horarios finales posteriores a las sucesivas sesiones del mercado intradiario (PHF).

e) La aplicación, en su caso, del proceso de gestión de desvíos.

f) Los programas horarios operativos establecidos en cada hora hasta el final del horizonte de programación (P48).

g) El programa cierre (P48CIERRE).

2. Ámbito de aplicación

Este procedimiento es de aplicación a los siguientes sujetos:

a) Operador del Sistema (OS).

b) Sujetos del Mercado (SM).

En el contenido de este procedimiento de operación, salvo mención expresa contraria, todas las referencias a los sujetos titulares de las unidades de programación deberán ser entendidas como aplicables también a los representantes de sujetos titulares de unidades de programación.

3. Programas de energía, horarios, periodos de programación y días inhábiles

Los programas de energía corresponderán a valores de MWh con un máximo de una cifra decimal.

Todos los horarios y los periodos de programación (intervalos temporales semiabiertos definidos por su hora de inicio y su hora fin) establecidos en este procedimiento de operación están referidos a la Hora Central Europea o CET (Central European Time) o CEST (Central European Summer Time).

A efectos del proceso de programación establecido en este procedimiento de operación serán días inhábiles: Los sábados, los domingos, los festivos en la plaza de Madrid, el 24 de diciembre y el 31 de diciembre.

4. Definiciones

4.1 Programa diario base de funcionamiento (PDBF): Es el programa de energía diario, con desglose por periodos de programación, de las diferentes unidades de programación correspondientes a ventas y adquisiciones de energía en el sistema eléctrico peninsular español. Este programa es establecido por el OS a partir del programa resultante de la casación del mercado diario comunicado por el OM, y la información de ejecución de contratos bilaterales con entrega física comunicada de acuerdo a lo establecido en el presente procedimiento de operación.

4.2 Programa diario viable provisional (PDVP): Es el programa diario de unidades de programación correspondientes a ventas y adquisiciones de energía en el sistema eléctrico peninsular español, con desglose por periodos de programación, que incorpora las modificaciones introducidas en el PDBF para la resolución de las restricciones por garantía de suministro y las restricciones técnicas identificadas en aplicación de los criterios de seguridad y las modificaciones necesarias para el reequilibrio posterior generación-demanda.

4.3 Asignación de reserva de regulación secundaria: Proceso de asignación de ofertas de reserva de regulación secundaria realizado por el OS el día D-1 para garantizar la disponibilidad en el día D de la reserva de regulación secundaria a subir y a bajar, necesaria por razones de seguridad del sistema.

4.4 Programa horario final (PHF): Es la programación establecida por el OS con posterioridad a cada una de las sucesivas sesiones del mercado intradiario de unidades de programación correspondientes a ventas y adquisiciones de energía en el sistema eléctrico peninsular español, como resultado de la agregación de todas las transacciones firmes formalizadas para cada periodo de programación como consecuencia del programa diario viable y de la casación de ofertas en el mercado intradiario una vez resueltas, en su caso, las restricciones técnicas identificadas y efectuado el reequilibrio posterior.

4.5 Programa horario operativo (P48): Es el programa operativo de unidades de programación correspondientes a ventas y adquisiciones de energía en el sistema eléctrico peninsular español que el OS establece en cada periodo de programación hasta el final del horizonte diario de programación. El programa horario operativo incorporará todas las asignaciones y redespachos de programa aplicados por el OS hasta su publicación, 15 minutos antes del inicio de cada hora.

4.6 Restricción por garantía de suministro: Se entenderá como restricción por garantía de suministro a la producción que se determine como necesaria de aquellas unidades térmicas de producción de energía eléctrica que utilicen fuentes de combustión de energía primaria autóctonas para asegurar la garantía de suministro hasta el límite máximo establecido en el artículo 25 de la ley 54/1997, de 27 de noviembre, y tenidas en cuenta las posibles limitaciones de programa por seguridad que, de acuerdo con lo establecido en los procedimientos de operación, pudieran ser requeridas.

Para la resolución de estas restricciones se aplicarán los mecanismos descritos en los procedimientos de operación por los que se establecen la resolución de las restricciones por garantía de suministro.

4.7 Restricción técnica: Es cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situación del sistema producción-transporte que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro establecidas reglamentariamente y a través de los correspondientes procedimientos de operación, requiera, a criterio técnico del OS, la modificación de los programas de energía.

En particular pueden identificarse restricciones debidas a:

a) Incumplimiento de las condiciones de seguridad en régimen permanente y/o tras contingencia, definidas en el procedimiento de operación por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico.

b) Insuficiente reserva de regulación secundaria y/o terciaria.

c) Insuficiente reserva de potencia adicional para garantizar la cobertura de la demanda prevista.

d) Insuficiente reserva de capacidad para el control de la tensión en la Red de Transporte.

e) Insuficiente reserva de capacidad para la reposición del servicio.

Para la resolución de estas restricciones se aplicarán los mecanismos descritos en los procedimientos de operación por los que se establecen la resolución de las restricciones técnicas y la gestión de los servicios de ajuste del sistema.

4.8 Desvíos generación-consumo: Son los desvíos originados por las diferencias entre la producción real y la generación prevista, variaciones de la demanda del sistema y/o modificaciones obligadas de los programas de producción, así como por la existencia de diferencias importantes entre la demanda prevista en el sistema eléctrico peninsular español y la demanda programada tras los resultados de las diferentes sesiones del mercado intradiario.

Para la resolución de estos desvíos generación-consumo se aplicarán los mecanismos descritos en los procedimientos de operación por los que se establece la gestión de los servicios de regulación frecuencia-potencia, y también, cuando así sea aplicable, el mecanismo de gestión de desvíos generación-consumo, establecido igualmente en los procedimientos de operación.

4.9 Programa cierre (P48CIERRE): Es el programa que queda establecido al finalizar el horizonte diario de programación y que contiene los programas resultantes del programa diario base de funcionamiento y de las diferentes sesiones del mercado intradiario, así como las modificaciones de los programas asociadas a los procesos de resolución de restricciones técnicas y a la participación de las diferentes unidades en, los servicios de regulación frecuencia-potencia del sistema y en el proceso de gestión de desvíos generación-consumo.

4.10 Nominación de programas correspondientes a la ejecución de contratos bilaterales con entrega física: La nominación de programas correspondientes a la ejecución de contratos bilaterales con entrega física consiste en la comunicación por Unidad de Programación de dichos contratos bilaterales al Operador del Sistema en la forma y plazos contemplados en este procedimiento de operación.

Las nominaciones de los programas de energía correspondientes a la ejecución de contratos bilaterales con entrega física serán realizadas por el sujeto vendedor y por el sujeto comprador, directa o indirectamente, al Operador del Sistema:

Nominación directa: Cada uno de los SM que forman parte del contrato bilateral con entrega física nomina al OS el programa de energía de las unidades de programación de las que es titular (o a las que representa), y con las que desea ejecutar dicho bilateral.

Nominación indirecta: Uno de los SM que forman parte del contrato bilateral con entrega física es el responsable, previa la correspondiente autorización del SM que actúa de contraparte, de efectuar la nominación del programa de energía de todas y cada una de las unidades de programación con las que ambos SM tienen previsto ejecutar dicho contrato bilateral. El SM responsable de realizar la nominación se denominará Sujeto Nominador. La autorización al Sujeto Nominador, para ser efectiva, deberá ser comunicada al OS. El OS informará al Sujeto Nominador de la fecha a partir de la cual su autorización para nominar es efectiva. Una vez autorizado un Sujeto Nominador para un contrato bilateral con entrega física, éste sólo podrá ser objeto de nominación indirecta. En el caso de los contratos bilaterales internacionales fuera del ámbito del Mercado Ibérico, la nominación indirecta podrá realizarla únicamente el SM titular (o el representante) de la UP localizada en el lado español de la correspondiente interconexión.

5. Programación previa al día de operación

5.1 Integración de la energía procedente de las subastas de emisiones primarias de energía (SEP), cuando el ejercicio de las opciones sea por entrega física.

5.1.1 Establecimiento de los contratos bilaterales para la nominación del ejercicio de las opciones adjudicadas en las subastas de emisiones primarias de energía: Mensualmente, con una antelación no inferior a tres días hábiles respecto al primer día de cada mes, la entidad con función de agregador en las subastas de emisiones primarias de energía (EASEP) comunicará mediante el sistema de nominación indirecta al OS:

La relación de los SM tenedores de opciones de compra de emisiones primarias, derivadas de la adjudicación en dichas subastas y de las posibles transferencias bilaterales de dichas opciones, utilizándose para esta identificación los correspondientes códigos Energy Identificación Code (EIC).

El valor de potencia máxima asociado a cada pareja SM comprador - SM vendedor, y el periodo de validez de esta información.

En este caso, a efectos de la nominación indirecta de los programas de energía, se considera que la Entidad Agregadora de las Subastas de Emisiones Primarias (EASEP) forma parte de los contratos bilaterales con entrega física (CBEP) conforme a los acuerdos que se establezcan entre esta entidad y los SM autorizados para participar en las Subastas de Emisiones Primarias.

Una vez recibida la información anteriormente mencionada de la entidad con función de agregador en las subastas de emisiones primarias de energía (EASEP), el OS generará automáticamente en su sistema de información los correspondientes contratos bilaterales con entrega física asociados a la tenencia de opciones de compra de energía (CBEP), entre cada uno de los SM vendedores y aquellos SM tenedores de dichas opciones de compra de energía, para la ejecución del proceso de nominación de programas posterior al ejercicio de dichas opciones de compra de energía primaria.

Los CBEP generados tendrán un valor de potencia máxima igual al valor máximo comunicado por la EASEP al OS para cada pareja comprador-vendedor y tendrán validez durante el periodo comunicado por la EASEP pudiendo estos contratos ser prorrogados, o bien, ser modificados en su potencia máxima por efecto de las sucesivas comunicaciones de la EASEP, manteniéndose sin variación el número de ejecución del contrato.

Estos CBEP utilizarán Unidades de Programación Genéricas (UPG), tanto para el SM vendedor como para el SM comprador, unidades que habrán sido dadas de alta previamente, a tales efectos, en el sistema de información del Operador del Sistema. El alta de estas UPG deberá ser solicitada al OS por los SM de acuerdo con lo establecido a este respecto en los procedimientos de operación, y será comunicada al OM mediante los medios y plazos establecidos.

El OS validará que la información recibida de la EASEP se refiere a SM que disponen de la correspondiente UPG para el periodo de validez indicado en la comunicación. En caso contrario, la comunicación enviada por la EASEP será rechazada.

El OS, una vez dados de alta estos CBEP en su sistema de información, pondrá a disposición de cada SM la información correspondiente a estos contratos bilaterales, con respeto de los criterios de confidencialidad establecidos.

En caso de que la EASEP comunique al OS la cancelación anticipada de un contrato CBEP con un SM, la EASEP dejará de enviar al OS, a partir de la fecha en que sea efectiva la cancelación, la nominación del CBEP afectado.

En caso de que el OS, según lo indicado en los procedimientos de operación, suspenda la participación en el mercado de un SM, se aplicará lo establecido en el procedimiento de operación correspondiente respecto a la suspensión del SM en el mercado, comunicándose además, esta suspensión, al Operador del Mercado y, en su caso, a las entidades facultadas para la nominación de contratos bilaterales. Durante el periodo de suspensión se impedirá realizar la nominación diaria de contratos bilaterales que en su caso estuvieran vigentes. Cuando finalice la suspensión del SM, este hecho será nuevamente comunicado por el OS a las entidades anteriormente mencionadas.

5.1.2 Nominación de los contratos bilaterales CBEP asociados al ejercicio de las opciones de compra de energía de las subastas de emisiones primarias: La nominación al OS de los contratos bilaterales CBEP asociados al ejercicio de las opciones de compra de energía tras las subastas de energía primaria será realizada por la EASEP, bajo el principio de nominación indirecta, antes de las 8:45 h del día D-1, conforme a los acuerdos establecidos entre la EASEP, los SM vendedores y los SM compradores tenedores de opciones de compra de energía derivadas de su adjudicación directa en las subastas de emisiones primarias de energía, o de la transferencia bilateral posterior de dichas opciones.

El OS verificará que los CBEP asociados al ejercicio de opciones de compra de energía primaria son nominados para cada periodo de programación por un valor no superior a la potencia máxima del correspondiente CBEP en dicho periodo. En caso contrario, la nominación de este contrato bilateral será considerada no válida y será rechazada. Tras esta verificación, el OS pondrá a disposición de los SM vendedores y compradores el resultado de las nominaciones válidas de los CBEP, realizadas por la EASEP y correspondientes al ejercicio de las opciones de compra de energía por parte de los sujetos tenedores de dichas opciones.

5.2 Subasta explícita diaria de la capacidad de intercambio en la interconexión Francia-España e Intercambios de información previos al MD relativos a la programación de intercambios en dicha interconexión: Dos días hábiles antes del día de suministro, antes de las 16:00 h, el OS notificará a los sujetos las autorizaciones para la programación, relativas a los derechos físicos de capacidad anuales y mensuales.

Las diferencias entre las autorizaciones para la programación y los derechos físicos de capacidad previamente asignados serán las posibles reducciones de capacidad debidas a la identificación de una situación de congestión en la interconexión.

El día D-1, con anterioridad al cierre del MD, y siguiendo los horarios fijados en el procedimiento de operación por el que se establece la resolución de congestiones en la interconexión Francia-España y en las Reglas Conjuntas de Asignación de Capacidad en la interconexión Francia-España, se llevarán a cabo una serie de procesos sucesivos, en la secuencia indicada a continuación:

Antes de las 7:45 h del día D-1, el OS recibirá de los sujetos las notificaciones de uso de los derechos físicos de capacidad anual y mensual que hayan sido autorizados.

La falta de notificación de uso de la capacidad autorizada por parte de un sujeto del mercado, en los plazos establecidos, se interpretará como una reventa automática en la subasta diaria de los derechos físicos de capacidad correspondientes.