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En resumen

Esta resolución aprueba las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad para adaptarlos al régimen económico de energías renovables y a la evolución del comité de agentes del mercado. Su objetivo principal es implementar el mecanismo de liquidación para la energía de subasta de renovables.

Qué regula

A quién concierne

Puntos clave

Texto legal

200 ok Esta Resolución se deja sin efecto, por el apartado III.segundo de la Resolución de 23 de mayo de

  1. Ref. BOE-A-2024-11958 conforme se establece en su apartado III. primero. La Sala de Supervisión Regulatoria, de acuerdo con la función establecida en el artículo 7.1.c 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 y desarrollada a través de la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del sistema, y en cumplimiento de lo establecido en el artículo 23 de dicha circular, acuerda emitir la siguiente resolución. I. Antecedentes de hecho Primero. 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, en su artículo 7, acerca de la supervisión y control en el sector eléctrico y en el sector del gas natural, determina en su apartado primero la potestad de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia para establecer, mediante circular, las metodologías relativas al acceso a las infraestructuras transfronterizas, incluidos los procedimientos para asignar capacidad y gestionar la congestión en los sectores de electricidad y gas. Asimismo, atribuye a este organismo la potestad de determinar las reglas de los mercados organizados en su componente normativa en aquellos aspectos cuya aprobación corresponda a la autoridad reguladora nacional de conformidad con las normas del derecho europeo. En fecha 2 de diciembre de 2019, se publicó en el «Boletín Oficial del Estado» 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. La Circular 3/2019, en su artículo 5, establece que el operador de mercado deberá elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación del mercado. Asimismo, en el punto 5 del artículo 10, establece que el operador del mercado, en coordinación con el resto de operadores del mercado, tendrá en cuenta, a la hora de realizar la casación del mercado, lo previsto en el Plan de funciones conjuntas de los operadores de acoplamiento de mercado, en el algoritmo de acoplamiento de mercados, en el procedimiento de contingencia, en la definición de productos negociables y en los límites de precios del mercado, según lo indicado en los artículos 7, 36, 37, 40, y 41 del Reglamento (UE) 2015/
  2. Segundo. El Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, regula un nuevo régimen económico para instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables (REER) a través de un mecanismo de subasta, que les garantiza una señal de precio estable, de tal forma que perciben un precio («precio a percibir»), calculado a partir del precio de adjudicación resultado de la subasta, pudiendo ser este corregido a través del porcentaje de ajuste de mercado. Los detalles del mecanismo de cada subasta quedan recogidos a nivel de orden ministerial, en la que se establecen la energía mínima y máxima de subasta y plazo máximo de entrega, cuya cuantificación se realizará mediante la orden por la que se regule el mecanismo de subasta. Las subastas serán convocadas mediante resolución de la persona titular de la Secretaría de Estado de Energía. El mencionado real decreto establece que la energía negociada en los mercados diario e intradiario por las instalaciones adjudicatarias de las subastas REER debe ser objeto de liquidación por parte del operador del mercado por la diferencia entre el precio a percibir y el obtenido en dichos mercados. Asimismo, la energía negociada en servicios de ajuste y de balance debe ser también objeto de liquidación por la diferencia entre el precio a percibir y el precio del mercado diario. Cabe mencionar que dichas instalaciones no podrán declarar contratos bilaterales físicos. Establece además que el excedente o déficit económico sea distribuido por el operador del mercado entre las unidades de adquisición nacionales en proporción a la energía diaria programada en su programa horario final después del mercado continuo. Requiere finalmente que las reglas de funcionamiento del mercado diario e intradiario de producción incorporen el mecanismo de liquidación de la energía de subasta, así como las garantías a aportar por los titulares de las unidades de adquisición para cubrir las posibles obligaciones de pago resultantes. La Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, regula el primer mecanismo de subasta, para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables y se establece el calendario indicativo para el periodo 2020-
  3. La Resolución de 10 de diciembre de 2020, de la Secretaría de Estado de Energía, convocó la primera subasta de 3.000 MW efectuada el 26 de enero de 2021, para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables al amparo de lo dispuesto en la orden TED/1161/
  4. La Resolución de 8 de septiembre de 2021, de la Secretaría de Estado de Energía, convocó la segunda subasta de 3.300 MW efectuada el 19 de octubre de 2021, para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables al amparo de lo dispuesto en la orden TED/1161/
  5. La fecha de inicio del plazo máximo de entrega de las primeras instalaciones comienza el 31/1/
  6. Cabe sin embargo la posibilidad de adelantar la entrada en vigor del mecanismo, ya que en la disposición final 4.2 del Real Decreto 376/2022, de 17 de mayo de 2022, se introdujo un nuevo artículo 18.bis en el RD960/2020 referente a la adhesión a la retribución del régimen económico de energías renovables con carácter previo al inicio del plazo máximo de entrega. Bajo este artículo los titulares de instalaciones podrían solicitar la adhesión al régimen con anterioridad al inicio del plazo máximo de entrega, condicionado a que se encuentre aprobada la normativa necesaria para la correcta aplicación del régimen. Tercero. El operador de mercado del MIBEL (OMIE) llevó a cabo entre el 5 de mayo y el 5 de junio de 2022, una consulta pública sobre la propuesta de adaptación de las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de energía eléctrica al régimen económico de energías renovables y evolución del comité de agentes del mercado, a los operadores del sistema y a todos los agentes de mercado. Con fecha 8 de julio de 2022, OMIE publicó en la página web del operador del mercado y envió a las entidades reguladoras MIBEL los comentarios recibidos en la consulta pública sobre la propuesta de Reglas, así como la propuesta de Reglas publicada el 5 de mayo de 2022 y la propuesta de Reglas a la vista de los comentarios recibidos. Esta propuesta revisada tuvo entrada en el registro de la CNMC ese mismo día 8 de julio de
  7. Dado su carácter temporal, la propuesta del operador del mercado no incorpora la modificación del texto de las reglas establecido por el Real decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, por el que se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista. Cuarto. Posteriormente, con fecha 27 de septiembre de 2022 tuvo entrada en la CNMC una propuesta del operador del mercado de cambio adicional en las Reglas del Mercado, relacionada con el tratamiento de las ofertas del mercado intradiario continuo. Quinto. Adicionalmente, con fecha 7 de noviembre de 2022, el operador del mercado remitió a la CNMC una segunda propuesta de cambio adicional en las Reglas del Mercado, con objeto de permitir el reparto entre los agentes del mercado de los intereses devengados en las cuentas designadas por el operador del mercado. Sexto. Con fecha 18 de noviembre de 2022, y de acuerdo con la disposición transitoria décima de la Ley 3/2013, de 4 de junio, se dio trámite de audiencia, enviando al Consejo Consultivo de Electricidad la «Propuesta de resolución por la que se aprueban las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica para su adaptación al régimen económico de energías renovables y evolución del comité de agentes del mercado». Asimismo, en esa misma fecha, en cumplimiento del trámite de información pública, se publicó en la página web de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la citada propuesta de resolución para que los sujetos formularan sus alegaciones en el plazo de veinte días hábiles. Séptimo. Con fecha 18 de noviembre de 2022, se remitió la propuesta de resolución a la Dirección General de Política Energética y Minas para que aportaran sus comentarios al respecto. Octavo. Con fecha 21 de noviembre de 2022, así como, tras el trámite de audiencia, con fecha 9 de febrero de 2023, se remitió la propuesta de resolución al Consejo de Reguladores del MIBEL, para que aportaran sus comentarios al respecto. Dicho Consejo no ha manifestado oposición a la modificación de las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario. II. Fundamentos de Derecho Primero. Habilitación competencial. El artículo 7.1, párrafo final, de la Ley 3/2013, de 4 de junio, habilita a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia para dictar actos de ejecución y aplicación de las circulares, que habrán de publicarse en el BOE. La Circular 3/2019, en su artículo 5, establece que el operador de mercado deberá elaborar las propuestas necesarias para el desarrollo de la regulación europea, y presentar las propuestas necesarias para asegurar el buen funcionamiento del mercado mayorista de electricidad. Por su parte, el artículo 23 de la Circular 3/2019 establece el procedimiento de aprobación por parte de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia de las metodologías, condiciones, reglas de funcionamiento de los mercados y procedimientos de operación y proyectos de demostración. El objetivo principal de esta propuesta de revisión de Reglas de Funcionamiento de los Mercados Diario e Intradiario de Producción de Energía Eléctrica es adaptar su contenido al punto 5 del artículo 23 del Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, por el que se regula el régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica. Dicho punto 5 establece que las reglas de funcionamiento del mercado diario e intradiario de producción desarrollarán el mecanismo de liquidación de la energía de subasta, así como las garantías a aportar por los titulares de las unidades de adquisición para cubrir las posibles obligaciones de pago resultantes. Segundo. Síntesis de los cambios propuestos por el operador del mercado: liquidación REER y configuración CAM. La propuesta de reglas remitida inicialmente por el operador del mercado recoge los aspectos necesarios para la liquidación del régimen económico de energías renovables en aplicación del Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, por el que se regula el régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica, así como la adaptación del Capitulo V «Comité de Agentes del Mercado» para incorporar una nueva configuración del Comité de Agentes de Mercado a efectos de dotarlo de una nueva estructura y composición, que extienda su representatividad a todos los agentes de mercado que deseen formar parte de él. A. Incorporación de liquidaciones REER. Al objeto de liquidar la diferencia entre el precio a percibir establecido por el Real Decreto 960/2020 y el resultante de los mercados diario e intradiario (para el caso de energía negociada en servicios de ajuste y de balance se utilizará el precio del mercado diario) se implementa el mecanismo para la liquidación del REER quedando integrado en las actuales liquidaciones diarias, manteniéndose el actual calendario de liquidación, facturación, cobros y pagos. Establece el reparto del excedente o déficit diario de manera horaria entre las unidades de adquisición nacionales a excepción de las unidades de almacenamiento (consumo de bombeo, baterías), unidades genéricas, unidades porfolio de generación de compra, unidades de exportación y unidades de compra de servicios auxiliares de unidades de producción. En el caso de un incumplimiento en el pago no cubierto por garantías suficientes, las garantías disponibles del agente incumplidor se destinarán en primer lugar a cubrir las obligaciones de pago correspondientes a los mercados diario e intradiarios. El resto de las garantías disponibles del agente incumplidor, en su caso, se destinarán en primer lugar a la cobertura de las obligaciones de pago del Régimen Económico de Energías Renovables y, con posterioridad, a aquellos otros requerimientos de garantías que normativamente se contemplen. Los incumplimientos en el pago del déficit se prorratearán entre los titulares de las instalaciones acogidas al REER en proporción a su saldo acreedor tal como se disponía en la Orden TED/1161/2020 El operador de mercado procederá a suspender la participación en el mercado a aquellas unidades de oferta de adquisición nacionales que no hayan satisfecho los requerimientos de garantías REER, y podrá asimismo limitar o suspender a unidades asociadas a instalaciones adscritas al REER ante eventuales situaciones de insuficiencia de garantías. En ambos casos, la suspensión se comunicará al operador del sistema, que procederá a su vez a suspender la actuación de las unidades de programación correspondientes. Para facilitar toda la operativa se dispone que las instalaciones acogidas al régimen económico REER deberán constituirse en unidades de oferta separadas, no pudiendo asociarse otras instalaciones en esa unidad de oferta, mientras estén adscritas a dicho régimen. B. Incorporación de nuevas garantías Además de los tres tipos de garantía que ya había establecidas: – Garantía de operación para cubrir el valor de las ofertas deudoras que permita a los agentes participar en el proceso de casación correspondiente. (la insuficiencia de esta garantía impedirá su participación) – Garantía de crédito que responderá de las obligaciones de pago devengadas que se calcula una vez se conozca el resultado de la liquidación – Garantía complementaria, exigible a los agentes en aquellos supuestos en que el operador del mercado lo considere necesario, bien por existir un riesgo superior a la cobertura de la garantía de operación, bien por otras circunstancias especiales que justifiquen objetivamente la exigencia de garantías complementarias. La propuesta implementa otros dos tipos de garantías que cubran posibles incumplimientos de obligaciones de pago derivados del mecanismo de liquidación REER: – Garantía requerida a agentes titulares de unidades de adquisición nacionales para responder de las obligaciones de pago de la liquidación del posible déficit económico del régimen económico de energías renovables. Esta garantía llega a cubrir dos días de negociación: el día D (que no es liberado hasta el día D+1 tras recibir a energía despachada en los servicios de ajuste remitida a las 4:00 por el operador de sistema) y el día D+1 para poder hacer ofertas al mercado con entrega el D+
  8. Una vez se liquida y factura el día de negociación cerrado D incorporando la liquidación REER, las obligaciones de pago derivadas de dichas facturas serán cubiertas mediante garantías de crédito, debiendo las garantías REER cubrir todavía el día D+1, y a cubrir posteriormente un nuevo día de negociación en el momento de validación de nuevas ofertas para el día D+2 El cómputo de esta garantía considerará 1,5 veces la potencia máxima de adquisición (o su posición horaria máxima en el PHF si la potencia fuera inferior), así como la probabilidad (coeficiente de minoración) de que el precio horario del MD se sitúe por debajo del precio medio de adjudicación de las instalaciones adscritas al REER, suponiendo un volumen de déficit máximo (asignando disponibilidades típicas a toda la potencia REER y asumiendo un precio de mercado igual al precio de exención de la subasta, por debajo del cual la energía se excluye del régimen REER) y el volumen de demanda mínimo esperado. – Garantía requerida a agentes titulares de unidades de producción nacionales adscritas al régimen económico de energías renovables para responder de las obligaciones de pago de la liquidación del mencionado régimen económico. Se habilita así a OMIE a establecer una garantía a sujetos REER para cubrir posibles situaciones de riesgo. C. Modificación del criterio en la cesión de derechos de cobro de las unidades de producción adscritas al REER. En el caso particular de los derechos de cobro generados por las unidades adscritas al régimen económico de energías renovables, éstos no se tendrán en consideración hasta la liquidación completa del día de entrega que se realizará por el operador del mercado con posterioridad a la recepción de la información comunicada por el operador del sistema, considerándose como derechos de cobro provisionales el mínimo entre los derechos de cobro que resulten de valorar la energía al precio del mercado en el que la instalación haya negociado y los derechos de cobro que resulten de valorar dicha energía al precio a percibir por la instalación. D. Modificación del comité de agentes del mercado. Se modifica el actual modelo de funcionamiento y composición del comité de agentes de mercado

(1)para adaptarlo los requerimientos establecidos en la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la CNMC y a la Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, bajo los cuales, los participantes de mercado deben poder ser informados y consultados de forma transparente y no discriminatoria sobre las propuestas de cambio de reglas y metodologías, de forma que sus opiniones puedan ser consideradas.
(1)La estructura del CAM recogido en las reglas de mercado vigentes está regulada de la siguiente manera: – Seis representantes de los productores de instalaciones no pertenecientes a fuentes de energía renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos. – Cuatro representantes de los productores de instalaciones de energía renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos. – Un representante de los agentes que actúan como representantes. – Un representante de los comercializadores no residentes. – Dos representantes de los comercializadores de referencia. – Cuatro representantes de los comercializadores. – Tres representantes de los consumidores. – Dos representantes del «OMI-POLO ESPAÑOL, S.A. (OMIE)». – Un representante de cada uno de los Operadores del Sistema, español y portugués, sin derecho a voto y sin entrar en turno de presidencia. El Presidente y el Secretario de este órgano serán elegidos por el Comité de agentes del mercado diario de producción entre sus miembros titulares. La nueva configuración propuesta permite y facilita informar, consultar y recoger los puntos de vista de todos los interesados de forma transparente y no discriminatoria, pudiendo formar parte del comité de agentes: – Agentes de mercado que soliciten su participación – Asociaciones que desarrollen funciones relacionadas con las actividades incluidas en el artículo 6 de la Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, que representen como mínimo a 3 agentes de mercado y que soliciten su participación. – Dos representantes del «OMI-Polo Español, SA (OMIE)». – Un representante de cada uno de los Operadores del Sistema, español y portugués, sin derecho a voto. – Un representante de cada uno de organismos encargados de la regulación de la energía en el mercado ibérico, sin derecho a voto. El presidente será responsable de la convocatoria de las reuniones ordinarias y el contenido del orden del día y de dirigir los debates, y será elegido por sorteo entre las asociaciones miembros del Comité, y su presidencia será ejercida por seis meses. OMIE ejercerá la función de secretario que se encargará de extender las actas reflejando los acuerdos alcanzados. Se introducen algunas mejoras en la operativa del CAM estableciendo reuniones telemáticas, así como una regla de mayoría superior al 50 % para validar los acuerdos, y obligaciones de confidencialidad respecto a las deliberaciones que tengan lugar en sus reuniones. Por último, el operador del mercado propone un plazo máximo de seis meses desde la entrada en vigor de la resolución de aprobación de las Reglas para que el Comité de Agentes del Mercado adecue su composición, estructura y funcionamiento a lo previsto en el capítulo V. E. Otros cambios menores. Dado que la liquidación REER conlleva un requerimiento de garantías que se actualiza periódicamente, la propuesta relaja el cargo a los agentes que superen un número de movimientos de garantías en efectivo por periodo de tiempo ampliando el umbral al sexto movimiento en cada mes natural, y al décimo en los últimos dos meses. Tercero. Cambios adicionales propuestos por el operador del mercado: reactivación ofertas del continuo, y reparto de intereses. Los cambios adicionales que se especifican a continuación han sido incorporados en la propuesta de Reglas que se incluye en el anexo. A. Reactivación ofertas del continuo. Con fecha 27 de septiembre de 2022 tuvo entrada en la CNMC una propuesta del Operador del Mercado de cambio adicional en las Reglas. La propuesta está enfocada al tratamiento de las ofertas del mercado intradiario continuo para adaptarlas a la situación actual que se está observando en este mercado, consistente en un considerable incremento del volumen de ofertas recibidas relacionada con la puesta a disposición de la capacidad en la frontera Francia-España a las 22:00 h y que, de acuerdo con la información proporcionada por el Operador del Mercado, estaría poniendo en riesgo la capacidad de respuesta de sus sistemas. Según argumenta el operador del mercado en el informe justificativo que acompaña esta propuesta adicional, tras la entrada en vigor del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, por el que se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista, se ha venido observando un aumento sustancial en la diferencia de precios resultante de la casación del Mercado Diario entre las áreas de precio francesa y española. Esta diferencia de precios ha venido acompañada de un notable incremento en el volumen de ofertas recibidas al mercado intradiario continúo, tras la primera subasta intradiaria a las 15:10, momento en el que se abren a negociación por primera vez los contratos del mercado intradiario continuo para el día siguiente, y en el que los agentes del mercado compiten por ser los primeros en insertar sus ofertas al mismo (ya que de acuerdo con el criterio previsto en la Regla 46.2.7 vigente: «... Las ofertas hibernadas serán reactivadas por orden de llegada a la Plataforma de Negociación del Operador del Mercado»). Este incremento del número de ofertas recibidas a las 15:10, para tener preferencia en la reactivación tras la subasta a las 22:00 h, e intentar casar contra ofertas del lado francés mediante envíos masivos, está provocando que otros agentes no puedan realizar sus operaciones impidiendo el adecuado uso de recursos compartidos por todos los agentes de mercado (colas de recepción, tratamiento y respuesta de ofertas) que intentan negociar en el mercado continuo. Se ha observado que muchas de estas ofertas son además erróneas y han de ser rechazadas en el momento de su validación. Por ello, el operador del mercado propone cambios en las Reglas de Funcionamiento de los Mercados diario e intradiario de Energía de Electricidad, que mitiguen esta situación. En particular, en las reglas 46.2.7 y 46.2.10: – Se propone establecer un nuevo criterio de reactivación de ofertas al mercado intradiario continuo tras subasta, pasando del actual mecanismo basado en el tiempo de llegada de las ofertas, a otro basado en un criterio de reactivación por orden de precio de las ofertas. – Se propone descartar la cesta de ofertas completa si alguna de las ofertas contenidas en la cesta ofertara a algún/os contrato/s que no se encuentre en negociación
(2).
(2)La cesta de ofertas es una funcionalidad que tiene XBID para enviar un número de ofertas juntas. Actualmente, algunos agentes están enviando una cesta de ofertas antes de la apertura de un contrato para asegurarse saturar las colas y ser estas ofertas las primeras en procesarse. B. Reparto de intereses. Con fecha 7 de noviembre de 2022, el operador del mercado remitió a la CNMC una segunda propuesta de cambio adicional en las Reglas del Mercado, con objeto de permitir el reparto entre los agentes del mercado de los intereses devengados en las cuentas designadas por el operador del mercado. El operador del mercado justifica esta propuesta en el marco actual de alza en los tipos de interés, que en un corto espacio de tiempo han pasado de tipos negativos a positivos. En este contexto, las entidades financieras están comenzando a remunerar intereses por los saldos de efectivo en las cuentas bancarias. En previsión de que las cuentas bancarias designadas por el operador del mercado para la realización de los abonos y pagos, así como la cuenta bancara para la gestión de garantías, comiencen a devengar intereses, el operador considera que se hace necesario modificar las Reglas mencionadas para permitir el reparto de los intereses devengados entre los agentes del mercado. El texto propuesto por el operador del mercado está en línea con el que ya estuvo en vigor a estos efectos en las Reglas del Mercado hasta el 31 de diciembre de 2015 (posteriormente, los intereses pasaron a ser negativos por lo que no se ha producido devengo de intereses hasta la actualidad). En definitiva, la modificación propuesta en las reglas 56.7 y 57.6.1 (nueva numeración) habilita a realizar el reparto entre los agentes del mercado de los intereses devengados en las cuentas designadas por el operador del mercado para abonos y pagos, así como en la cuenta bancaria designada para garantías. Cuarto. Requerimiento para la revisión de la tipología de ofertas. El artículo 40 del Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión, de 24 de julio de 2015, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones (CACM), prevé la regulación de los productos que pueden ser ofrecidos por los operadores de mercado en las zonas de precio donde han sido designados, para el acoplamiento único diario del mercado eléctrico. Ese mismo artículo establece que los operadores del mercado deben garantizar que el algoritmo de acoplamiento de los precios pueda aceptar ofertas de bloque simple, así como ofertas que abarquen varios periodos horarios. Exige además una revisión bienal de la lista de productos y sus condiciones de aplicación mediante un proceso de consulta efectuado por el conjunto de operadores de mercado a los participantes de mercado, operadores de sistema y reguladores nacionales para garantizar que los productos disponibles reflejen sus necesidades, garantizar la seguridad operacional y cumplir los objetivos del mencionado reglamento. Los términos y condiciones que determinan dichos productos fueron aprobados por todas las autoridades reguladoras en
  1. En un proceso de revisión posterior, la agencia ACER enmendó dichos términos, mediante Decisión n.º 37/2020, de 22 de diciembre de
  2. La enmienda aprobada por ACER establece que los productos complejos como las complex block orders o las ofertas de ingresos mínimos (MIC) sean considerados como optativos, pudiendo ver su uso restringido en caso de tener que aplicar medidas correctoras cuando el rendimiento del algoritmo no sea aceptable. Introduce además una nueva oferta compleja de ingresos mínimos: las Scalable Complex Orders (SCO) propuesta por los operadores de mercado como una alternativa a las MIC existentes, con la finalidad de mejorar la ejecución del algoritmo, buscando un equilibrio entre la flexibilidad y complejidad que necesitan los sujetos y la escalabilidad del algoritmo para poder proporcionar una solución al proceso de casación. No obstante, la incorporación de las SCO a la lista de productos no implicó en su momento la eliminación de las ofertas complejas existentes, manteniéndose ambas como productos optativos. La implantación del paquete de energía limpia para todos los europeos conllevará importantes retos para el mercado mayorista eléctrico en los próximos años. El algoritmo Euphemia que ejecuta la casación del mercado diario tendrá que adaptarse a nuevos requerimientos, de entre los que destacan la implementación del enfoque «flow based» en zona centro y norte de Europa, la optimización conjunta con productos de reserva de balance, la extensión del acoplamiento diario a países de la Energy Comunity y, en especial, la implementación de una programación cuartohoraria, como consecuencia de la transición del periodo de liquidación del desvío a quince minutos, lo que debe tener lugar antes del 1 de enero de
  3. A la vista de las pruebas efectuadas en el segundo trimestre de 2022 por los operadores del mercado, el Market Coupling Steering Comitee comunicó que el paso a la programación cuartohoraria solo era posible bajo ciertas condiciones entre las que aparece la eliminación de las MIC, siendo viable su sustitución por las SCO que tienen menor impacto sobre el rendimiento del algoritmo. Según las mencionadas pruebas, de mantener las MIC, el algoritmo podría empeorar su rendimiento por debajo de los umbrales requeridos y, por tanto, se haría necesario aplicar medidas correctoras que impidieran su uso, lo que dejaría a los sujetos de mercado sólo la posibilidad de utilizar ofertas simples horarias. Ante la misma tesitura, varios reguladores u operadores de mercado ya han anunciado su intención de adaptar las ofertas utilizadas en su región, entre ellos, Irlanda e Italia. Teniendo en cuenta todo lo anteriormente expuesto, se considera oportuno solicitar al operador del mercado ibérico una evaluación de la conveniencia de modificar la tipología de ofertas actualmente vigentes en dicho mercado. En particular, la posibilidad de sustituir las MIC por otro tipo de ofertas complejas, de entre las permitidas por los términos y condiciones que determinan los productos del mercado diario. Se dispone por tanto en esta resolución un mandato al operador del mercado en este sentido, advirtiéndose que este proceso de evaluación deberá comprender una consulta pública a los sujetos del mercado y, en caso de concluir que es necesaria una adaptación de las ofertas, una propuesta de modificación de las reglas del mercado y/o una hoja de ruta con calendario detallado de pasos para su implantación. Quinto. Consideraciones sobre las modificaciones propuestas y los comentarios recibidos en el trámite de audiencia. Se expone a continuación la valoración por esta Comisión de la propuesta del operador del mercado, así como de los comentarios formulados por los sujetos interesados en los trámites de audiencia. Durante el trámite de audiencia de la CNMC se han recibido comentarios de ocho sujetos, entre empresas y asociaciones. La mayoría de los comentarios recibidos habían sido ya aportados en el proceso de consulta llevado a cabo por el operador de mercado. Algunos de los comentarios exceden el ámbito de la consulta, como puede ser el debate sobre la configuración de unidades de programación del operador del sistema y su relación con cada unidad de oferta del operador del mercado, las subastas regionales intradiarias o los horarios de apertura de la negociación continua con Francia. Estas cuestiones serán abordadas en el momento en que corresponda: adaptación de los procedimientos de operación del sistema a las condiciones de servicios de no frecuencia e hibridación de tecnologías, implementación de las subastas intradiarias paneuropeas, etc. Las reglas del mercado podrán adaptarse en el contexto de dichos procesos y/o con posterioridad, tras el correspondiente trámite de audiencia. A. Sobre el mecanismo propuesto para las liquidaciones REER y las nuevas garantías implementadas. En líneas generales, se considera que la propuesta del operador del mercado da cumplimiento a la obligación de implementar un mecanismo de liquidación de la energía negociada por las instalaciones REER de acuerdo con el Real Decreto 960/2020 y que consigue una integración del mecanismo en las actuales liquidaciones diarias manteniendo el actual calendario de liquidación, facturación, cobros y pagos. No obstante, los sujetos han formulado múltiples comentarios en relación con el diseño y cómputo de las nuevas garantías REER. En términos generales, los sujetos cuestionan que resulte óptimo el carácter maximalista del cálculo de las nuevas garantías a depositar por parte de las unidades de adquisición, y sugieren que se consideren algunas alternativas menos gravosas, como utilizar la posición horaria máxima en el PHF (Programa Horario Final) en vez de la potencia máxima de consumo. A este respecto, cabe señalar que las garantías se han visto considerablemente incrementadas en el último año como consecuencia del elevado precio del mercado, motivado por la crisis energética post-covid y la guerra de Ucrania. Al mismo tiempo, el incremento de los tipos de interés ha agudizado este incrementado del coste de las garantías e incluso ha dificultado el acceso a avales u otro tipo de garantías para los sujetos con menor capacidad financiera, por lo que es comprensible la preocupación mostrada por los sujetos ante un nuevo incremento de garantías. Sin embargo, debe tenerse en consideración que no se prevé que las nuevas garantías que se están regulando tengan un impacto considerable de forma inmediata ni coincidente con el actual episodio de precios elevados. En primer lugar, su finalidad es cubrir obligaciones de pago para financiar el régimen de las REER. El volumen de generación acogida al régimen REER, y con él el volumen económico a garantizar, será muy pequeño en inicio; irá incrementándose progresivamente en los próximos años, a medida que se vayan incorporando en mercado las instalaciones adjudicatarias de las subastas REER. En segundo lugar, las garantías que se exigen a los compradores son para cubrir obligaciones de pago cuando el precio del mercado diario sea inferior al precio REER, lo que parece poco probable que suceda de forma sistemática en el corto plazo, mientras perdure la crisis energética. Teniendo esto en cuenta, y volviendo a los comentarios recibidos durante el trámite de audiencia sobre la cuestión de utilizar la posición horaria máxima en el PHF en vez de la potencia máxima de consumo, se concluye que la utilización de la posición máxima en el PHF no resulta oportuna. La elección de criterio de potencia máxima se basa en que cubre de mejor manera los posibles incrementos de consumo sobre históricos. Si se aplicara un modelo basado en históricos, como el máximo PHF, no se garantizaría la cobertura de incrementos de compra por adquisición de nuevos clientes y resultaría obligatorio incorporar un valor de tolerancia para cubrir riesgos remanentes, lo que resultaría en un mecanismo más complicado y acercaría el resultado al modelo del potencial de adquisición. En todo caso, los sujetos pueden ajustar su potencia máxima de compra, y con ella el volumen de las garantías, ya que se trata de un valor declarado por ellos al operador del mercado que en ocasiones se encuentra muy alejado de la necesidad real de compra del sujeto. A este respecto y de forma más particular algún agente pone como ejemplo el caso de aquellas unidades que transfieren energía entre mercado y contratos bilaterales, con objeto de tener una posición final nula. Cabe destacar que es una acción permitida en el mercado actual, pero en cualquier caso no es obligatoria, además, no corresponde al operador de mercado presuponer siempre que una compra en mercado acabe totalmente cerrada en negociación bilateral, y por tanto dicha compra debe someterse a los mismos cálculos de garantías que el resto de las unidades. Otra alternativa planteada para disminuir el nivel de garantías exigidas, es utilizar unos valores más reducidos de los coeficientes de minoración para el cálculo del importe de las garantías. A este respecto, se considera que los valores propuestos por el operador del mercado se pueden considerar adecuados para el inicio de la liquidación REER, aportando un buen nivel de cobertura de riesgo ante variaciones bruscas e imprevistas en los precios, y en cualquier caso las reglas contemplan que el operador del mercado puede modificar los parámetros por instrucción en función de la cobertura de garantías observada, una vez la liquidación REER esté operativa. Se plantea por otro lado la posibilidad de utilizar estimaciones alternativas (como por ejemplo previsiones del Operador del Sistema) para calcular el coeficiente de reparto del potencial déficit de garantías más cercano a los valores esperados en lugar de su valor potencial máximo calculado a partir de potencia máxima de compra que incorporan las reglas como referencia. Sin embargo, la cobertura del riesgo debe cubrir no solo el valor esperado sino posibles variaciones sobre este, por lo que se considera adecuada la propuesta del operador del mercado en el momento actual. Adicionalmente al cálculo, algunos agentes insisten en la conveniencia de flexibilizar la gestión de garantías. Así, un agente pide que se modifique el modelo de certificado de seguro de caución, de modo que, entre otras cosas, no se ejecute la garantía al quinto día hábil previo a su final de vigencia. Alega el sujeto que esta condición dificulta la posibilidad de conseguir proveedores de seguros de caución. El modelo de certificado se recoge en un documento ajeno a las reglas del mercado que aprueba esta resolución, por lo que quedaría fuera de ámbito, corresponde al operador del mercado ajustar los parámetros si lo estima adecuado. Además, no se considera inoportuna su ejecución, en tanto que la garantía esté dando cobertura a posiciones de compra. Otro agente pide que se permita constituir garantías en avales o seguros de caución con validez de treinta días (inferior a los cinco meses actuales), y que se amplíen los horarios de recepción de garantías. A este respecto cabe aclarar que este tipo de garantías documentales se conciben como herramientas de largo plazo, los sujetos pueden optar por otros tipos de garantía en más corto plazo, como el depósito en efectivo, o de tipo electrónico y tratamiento automático, que tienen menor coste administrativo y permiten la flexibilización de los horarios. En una línea parecida, de nuevo enfocado en poder reducir el nivel de garantías exigidas, un agente solicita que se permita realizar dos pagos semanales de efectivo anticipados, incluso sin comunicación previa detallada al operador del mercado. A este respecto, se considera que un pago anticipado semanal resulta suficiente para reducir las garantías a los agentes que dispongan de excedente de tesorería. Desde que se introdujo esta posibilidad en las reglas en 2022 está siendo ampliamente utilizada por los sujetos, lo que demuestra su conveniencia, no obstante, el operador del mercado alega que dar mayor flexibilidad provocaría la existencia de unos costes administrativos mayores que el beneficio que aportaría dicha flexibilidad. En cualquier caso, este tipo de ingresos debe ir debidamente comunicado en tiempo y forma para poder evaluar correctamente la cobertura de garantías de cada agente, por lo que no puede prescindirse de la comunicación previa detallada. También en cuanto a la gestión de garantías, se recibió comentario sobre la posibilidad de consolidación total de garantías a nivel de grupo empresarial, en línea con la consolidación de cobros y pagos. Se considera que la posibilidad existente ya hoy de cesión de derechos de cobro entre agentes es suficientemente flexible, incluso más al no estar limitada al ámbito del grupo empresarial. Además, no son herramientas comparables, la consolidación de pagos y cobros implica un neteo a efectos de pagos para evitar que un mismo grupo efectúe pagos y cobros en días sucesivos, lo que permite ahorrar trámites administrativos y redunda en beneficio de todo el sistema. Este hecho marca una diferencia respecto a la consolidación a nivel grupo empresarial, que no sería beneficiosa para la amplia mayoría de los agentes del mercado, sino solo para los grandes grupos verticalmente integrados. En otro comentario se alega la existencia de duplicidad de garantías exigidas a las unidades de adquisición, por ejemplo, considerando las garantías exigidas por la aplicación del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, por el que se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista. Sobre esta cuestión, se debe tener presente que cada garantía requerida responde a un concepto y finalidad diferente, por lo que, aunque se exijan al mismo sujeto no puede considerarse duplicidad. La propuesta de reglas contempla la posibilidad de suspender a un sujeto por incumplir los requerimientos de garantías para cubrir las obligaciones relativas al régimen económico de energías renovables. El operador del sistema propone no suspender a dichos sujetos, dejando la puerta abierta a que pueda comprar energía para sus clientes, y proceder directamente con una comunicación del incumplimiento a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Esto es porque si se impide a un comercializador adquirir en los mercados diario e intradiario la energía que necesita para suministrar a sus clientes, pero sigue manteniendo a dichos clientes en su cartera, el resultado será un mayor desvío en las liquidaciones finales del operador del sistema, que de no haber podido ser previsto y cubierto con garantías, resultaría en un impago al sistema. La suspensión prevista en las reglas persigue dar a la falta de garantías para la liquidación REER un tratamiento equivalente al previsto por el Real Decreto-ley 10/2022 para los incumplimientos derivados del mecanismo de ajuste. En efecto, el artículo 11 de dicho real decreto-ley establece que el operador del mercado suspenderá de participación a aquellos titulares de unidades de adquisición que incumplan la obligación de pago de la liquidación, o que no aporten o mantengan las garantías de pago requeridas. Sin embargo, hay que hacer notar que ambos casos no son equivalentes, ya que el Real Decreto-ley 10/2022 prevé que además que la suspensión de un comercializador supondrá el traspaso automático provisional de sus clientes al comercializador de referencia, en tanto se resuelve sobre su inhabilitación, mientras que esa misma previsión no existe en el caso del mecanismo REER. Esta Comisión comparte la preocupación del operador del sistema por el riesgo de impagos que, en última instancia, son repercutidos a los sujetos acreedores del sistema, que no son los causantes del problema. Ahora bien, bloquear la suspensión de los sujetos de mercado tampoco resuelve el problema, que, como ha manifestado la CNMC en reiteradas ocasiones, requiere la implementación de un mecanismo eficaz de inhabilitación y traspaso de clientes. Resulta necesario por tanto que, al margen de lo que dispongan estas reglas del mercado, se avance en agilar los procesos de inhabilitación o suspensión de sujetos, en línea con lo previsto en el Procedimiento de Operación 14.3
(3)y complementado con lo dicho por la CNMC en su Informe al proyecto de Real Decreto por el que se modifica el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se estable la metodología de cálculo del PVPC (IPN/CNMC/044/22)
(4).
(3)El PO14.3 aprobado por Resolución de 15 de septiembre de 2022, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, prevé la posibilidad de suspender parcialmente a los comercializadores en caso de insuficiencia de garantías y paralizar la incorporación de nuestros suministros en su cartera a través del bloqueo de la tramitación del alta de nuevos CUPS.
(4)«Asimismo, el artículo 11 del Real Decreto-ley 10/2022 establece que el operador del sistema suspenderá de participación a aquellos titulares de unidades de adquisición que incumplan su obligación de pago relativa al mecanismo de ajuste previsto en dicho real decreto-ley, suponiendo el traspaso automático provisional de sus clientes al comercializador de referencia, de conformidad con los criterios establecidos en el artículo 4 del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, en tanto se resuelve sobre su inhabilitación. A estos efectos, sería conveniente ampliar el artículo 4.1 del Real Decreto 216/2014 para incluir los supuestos de suspensión temporal de los sujetos, regulando adicionalmente las comunicaciones necesarias para que en tales casos se pueda articular la asunción del punto de suministro por parte de la comercializadora de referencia. Si el real decreto no recogiera expresamente este caso, pudiera no resultar de aplicación los previsto en el artículo 4.1 dado que los consumidores dispondrían de contrato de suministro.» En otro orden de cosas, se ha recibido algún comentario solicitando que las reglas dispongan que el coste de gestión del mecanismo REER sea repercutido a comercializadores y consumidores directos, en lugar de ser considerado un coste regulado reconocido al operador del mercado, de acuerdo con lo dispuesto por la Orden TED/1312/2022, de 23 de diciembre, por la que se establecen los precios de los cargos del sistema eléctrico de aplicación a partir del 1 de enero de 2023 y se establecen diversos costes regulados del sistema eléctrico para el ejercicio 2023. La repercusión del coste a comercializadores y consumidores directos se considera no procedente, de forma análoga a como tampoco se asignan directamente los costes derivados de la gestión y desarrollo de productos complejos (MIC) o portafolios del continuo sobre los sujetos que hacen mayor uso de ellos. Además, estando ya prevista la recuperación de costes por una vía regulada a través de la citada orden, excedería la competencia de la CNMC disponer otra vía en las reglas. Por último, tal como sugiere un agente, se considera que podría resultar útil publicar los parámetros que resulten necesarios para que los participantes de mercado puedan replicar el cálculo de garantías. Por ello, se solicita al operador del mercado que proceda con el estudio de esta posibilidad. B. Sobre la evolución del Comité de Agentes. La propuesta de nueva configuración del Comité de Agentes de Mercado (CAM) modifica la estructura del CAM (actualmente limitada a 25 miembros representantes de las diferentes actividades) y extiende su representatividad a todos los agentes de mercado que deseen formar parte de él, permitiendo así informar, consultar y recoger los puntos de vista de todos los interesados en los desarrollos de propuestas de forma transparente y no discriminatoria incluyendo a los representantes de asociaciones de agentes junto con Operador de Mercado, Operadores del Sistema y Reguladores Nacionales. Responde así a los objetivos requeridos en el capítulo X («Aprobación de metodologías, condiciones, reglas de funcionamiento de los mercados y procedimientos de operación y proyectos de demostración») de la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del sistema. En particular, da cumplimiento a lo establecido en los apartados
  1. b)y
  2. d)del artículo 23.2.
  3. b)que requiere al operador de mercado facilitar la participación de los sujetos interesados en el desarrollo de las propuestas de reglas de mercado, teniendo en cuenta sus puntos de vista antes de la remisión de sus propuestas al regulador para su aprobación. Se considera además que esta configuración del CAM es más acorde con la filosofía de la Directiva (UE) 2019/944, la cual exige que se garantice una participación en el mercado bajo condiciones de competencia equitativas, donde las normas y el trato que se apliquen a todas las empresas eléctricas sean transparentes, proporcionadas y no discriminatorias. En este sentido, la propuesta homogeniza la disponibilidad de información sobre el mercado y extiende a todos los sujetos interesados –y no solo a una representación de estos como es en la regulación actual– la posibilidad de participar de forma activa en los procesos de revisión de reglas del mercado de una forma abierta y transparente desde el inicio del proceso. La gran mayoría de comentarios recibidos durante el trámite de audiencia han sido favorables a la reforma del CAM, solo un sujeto ha solicitado que no se evolucione hacia un CAM abierto, basándose en el argumento de que se empobrecerá el debate y se perderá eficacia en funciones de propuesta normativa. Esta Comisión no comparte la visión de ese sujeto, por todo lo anteriormente expuesto, y por tanto considera oportuna la reforma del CAM. Otros sujetos, aunque apoyan la reforma del CAM, plantean cambios de redacción en las reglas que lo regulan a los efectos de limitar la participación, relegando a determinados sujetos, sin participación activa en el mercado, al papel de meros espectadores sin voz ni voto. Esta Comisión entiende que esa configuración sería igualmente válida, pero no se puede identificar a priori que la restricción a la participación sea necesaria para el correcto funcionamiento del CAM. Respecto a la posibilidad de que el CAM disponga de un reglamento interno y que se prevean en las reglas detalles adicionales de organización, como el papel de liderazgo en caso de ausencia tanto del presidente como su suplente, esta Comisión no ve necesario que se regule en las Reglas hasta este nivel de detalle, nada impide que sean establecidos por el propio OMIE o CAM si así se estima necesario. Se valora positivamente el carácter telemático de las reuniones y la elección del presidente mediante sorteo entre los representantes de asociaciones, por periodos de seis meses, al objeto de fomentar la máxima participación, al tiempo que se minimiza el coste logístico. No obstante, en el trámite de audiencia se han recibido varios comentarios en el sentido de prever en las reglas la posibilidad de que el CAM se puede reunir físicamente, aunque sea con formato híbrido o con limitación de aforo. Sobre esta cuestión, se reconoce que no resulta necesario que las reglas limiten el carácter físico o telemático del CAM, la decisión al respecto podría ser tomada por OMIE en función de los medios disponibles y el interés de participación. Se ha modificado la redacción de la Regla 25 para indicar que el carácter telemático de las reuniones será preferible, pero sin que ello sea impedimento para una eventual organización presencial. Por último, con el fin de agilizar la implantación de la nueva configuración del Comité de Agentes del Mercado, esta Comisión ha dispuesto en Regla Final un plazo de tres meses para la entrada en operación de este, lo que supone un acortamiento en tres meses del plazo propuesto por el operador del mercado. Los sujetos se han mostrado favorables a este cambio en el trámite de audiencia. C. Sobre la reactivación de ofertas del continuo. Sobre la reactivación de ofertas en el mercado intradiario continuo en el momento de apertura de la negociación en la frontera francesa, se considera adecuada la medida de utilizar un criterio de asignación basado en competitividad de precios, frente a alternativas que fomentan un uso incorrecto de los sistemas, con el riesgo que conlleva de caída de estos. Solo un sujeto ha alegado en contra de los cambios en las Regla 46.2, dirigidos a limitar la actuación de los robots. Considera el sujeto que estas limitaciones restringirán la innovación sin ser capaces de solventar la problemática existente. A este respecto, cabe señalar que esta Comisión es consciente de que la asignación basada en competitividad de precios no es medida suficiente para evitar comportamientos abusivos por parte de los sujetos, se trata solo de una primera barrera. La herramienta básica para combatir los comportamientos inadecuados es, al margen de la regulación nacional, el Reglamento (UE) 1227/2011, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2011, sobre la integridad y la transparencia en el mercado mayorista de la energía (REMIT), el cual establece normas que prohíben las prácticas abusivas en dichos mercados mayoristas. D. Sobre el reparto de intereses. La propuesta de reglas 56.7 y 57.6 que se sometió a trámite de audiencia disponía que el operador del mercado podrá rentabilizar el efectivo existente en las cuentas designadas por el operador del mercado para la realización de los abonos y pagos y para la gestión de las garantías en efectivo, respectivamente. Prevén además que los intereses devengados en dichas cuentas, sean positivos o negativos, así como otros cargos que aplique la entidad bancaria por los saldos en efectivo, menos los posibles costes y menos un máximo de 25 puntos básicos de tipo de interés, se trasladarán a los agentes que hayan aportado los depósitos en efectivo en proporción a los mismos. Los 25 puntos básicos de tipo de interés que se detraen podrán ser conservados por el operador del mercado en concepto de comisión de gestión. Un sujeto ha indicado que, si bien comparte la conveniencia de regular el reparto entre los agentes de los intereses devengados en las cuentas del operador del mercado, no considera justificada la retención por el operador de un máximo de 25 puntos básicos en concepto de gastos de gestión. El sujeto alega que este valor excede el coste financiero de las gestiones de cuentas. La retención de cierta cantidad de puntos básicos de los intereses devengados en cuentas de efectivo procedente de garantías u otros conceptos es una prácticamente habitual en los mercados financieros y, en particular, entre las cámaras que actúan como contrapartida en los mercados. En caso de OMIE, la retención de 25 puntos básicos estuvo anteriormente prevista en las reglas, hasta 2016, y su finalidad era cubrir los costes financieros y de gestión que dicho operador pudiera tener que soportar por la operativa de las cuentas bancarias de efectivo, los cuales eran difíciles de prever y por tanto de contemplar en el cálculo de la retribución regulada del operador del mercado. El texto fue eliminado de las reglas cuando la situación del mercado financiero llevó a la aplicación de intereses negativos y, en consecuencia, la disponibilidad de efectivo en cuenta pasó de proporcionar beneficios a suponer un coste. Tras revertir de nuevo la situación financiera, el operador del mercado propone recuperar la disposición anterior en las reglas 56.7 y 57.6, permitiendo así el reparto de los intereses y, a través de la retención de 25 puntos básicos, la cobertura de los costes de gestión que pueda tener el operador del mercado como consecuencia de esta nueva función. A este respecto, hay que aclarar en primer lugar que, teniendo en cuenta el carácter regulado de la actividad del operador del mercado, la CNMC considera que los costes e ingresos a los que se hace referencia en este expositivo deberían contemplarse en la metodología de cálculo de la retribución del operador del mercado, conforme a lo previsto en el artículo 14 de la Ley 24/2013, con la debida transparencia y justificación documental de los montantes. No obstante, mientras no sea así, esta Comisión considera adecuada la retención de una parte de los intereses por parte del operador del mercado, al objeto de cubrir los costes financieros derivados de su actividad. En este sentido, y en tanto no se produzca ese cambio, con posterioridad al trámite de audiencia de la propuesta, se han modificado las reglas 56.7 y 57.6 con el objeto de reducir el valor de la retención a 15 puntos básicos, que se considera una cantidad más acorde con los tipos aplicados en la actualidad. Este valor podrá ser revisado posteriormente ante cambios de las condiciones de mercado. E. Sobre el requerimiento para la revisión de la tipología de ofertas. Durante el trámite de audiencia de la propuesta, los sujetos se han mostrado favorables al requerimiento, aunque algún agente lo ha considerado insuficiente. Se ha solicitado, entre otros, que la CNMC requiera al operador del mercado que elabore su propuesta de forma consensuada con los sujetos, con la mayor transparencia posible, maximizando la participación a través de grupos de trabajo y en un ámbito ibérico. Cabe señalar que el objetivo del mandato realizado al operador del mercado a este respecto es que la propuesta de revisión de la tipología de ofertas se realice tras un amplio debate con todos los sujetos del mercado ibérico y que los términos y resultados de ese debate sean trasladados a la CNMC con una total transparencia. El diseño de los productos que se plantee, deberá ajustarse a las necesidades de los agentes y a su vez deberá garantizar que el despacho es eficiente. En este sentido, se considera que la consulta pública prevista con carácter general en la Circular 3/2019 de la CNMC que debe ser abordada por el operador del mercado en primer lugar, y posteriormente por la propia CNMC, será la mejor herramienta para reflejar las necesidades de todos los sujetos, por lo que no se aprecia la necesidad de imponer un proceso de desarrollo regulatorio más exigente. Todo ello, sin perjuicio de que la utilización del CAM y/o webinares públicos para dar transparencia al proceso, no es impedimento para que el operador del mercado pueda decidir optar por la vía del grupo de trabajo, si así lo estima necesario. F. Otros. Un sujeto solicita que se incorpore la figura del almacenamiento en las reglas, diferenciándola de la generación y el consumo, o, alternativamente, que se especifique que la actividad de almacenamiento encaja con las funciones actuales. A este respecto, hay que aclarar en primer lugar que no hay impedimento en las reglas vigentes para que los almacenamientos basados en baterías puedan participar en el mercado, en los mismos términos en que lo hace el almacenamiento basado en bombeo. Las baterías han de ser objeto de inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, y esta es la condición prevista en la regla 4.2 para que los titulares de una instalación puedan participar en el mercado. Esta Comisión ya puso de manifiesto la necesidad de que las Reglas permitieran la participación del almacenamiento en el fundamento de Derecho tercero.11 de su Resolución de 6 de mayo de 2021, por la que aprueban las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de energía eléctrica para su adaptación de los límites de oferta a los límites de casación europeos (DCOOR/DE/001/21). En dicha disposición, la CNMC solicitaba al operador del mercado la introducción de las modificaciones que fueran precisas en una próxima revisión de reglas. Dado que el operador del mercado no ha realizado ninguna propuesta al efecto, se entiende que esta no es necesaria y que la participación del almacenamiento en mercado es posible con las reglas vigentes. Esto debe entenderse sin perjuicio de que el tratamiento de la figura del almacenamiento en las reglas pueda ser mejorada posteriormente, en coordinación con las modificaciones que se precisen en los procedimientos de la operación del sistema a este respecto, así como de la hibridación de tecnologías. Por último, indicar que se han corregido diversas erratas en el texto, fórmulas y definiciones de las reglas 26, 52, 56 y 57. En particular, en relación con la gestión de garantías, cabe mencionar la identificación por un sujeto de una errata en las fórmulas de los apartados 3.2 y 3.3 de la regla 52 sobre ajuste de liquidación de la energía de subastas en el mercado intradiario e intradiario continuo respectivamente, que han sido aceptadas y recogidas en la versión objeto de aprobación. Adicionalmente, como mejora de redacción, se han eliminado los valores de límites de precio de las ofertas y umbrales de notificación y de precio previstos en el anexo 2 de las reglas. Dichos valores han sido sustituidos por referencias genéricas a las metodologías en base a las cuales son determinados y se identifica una ubicación para su publicación. Esto es para evitar la posterior desactualización del texto de las reglas, ya que estos límites y umbrales son valores armonizados a nivel europeo que pueden ser modificados sin necesidad de revisar las reglas del mercado ibérico. De hecho, el límite de precio máximo de oferta que se recogía en el texto (3.000 €/MWh) no era ya correcto (4.000 €/MWh). También se ha añadido una aclaración en la regla 12, a resultas del comentario de un sujeto que considera ambigua la provisión de «alta coordinada» de unidades de programación y oferta, que sustituye a la provisión anterior de «alta simultánea». La aclaración indica que el alta coordinada de unidades de programación y oferta se llevará a cabo de acuerdo con los procedimientos habituales de coordinación entre operadores. Vistos los citados antecedentes de hecho y fundamentos de derecho, la Sala de Supervisión Regulatoria de la CNMC, III. Resuelve Primero. Aprobar las Reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad. El texto de dichas Reglas, que se incorpora adjunto a la presente resolución, debe entenderse sin perjuicio de las modificaciones introducidas por el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, al respecto de las reglas a las que se refieren las «Especificaciones de detalle del funcionamiento del mercado para la aplicación del mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo», para el período de vigencia del citado mecanismo de ajuste. Segundo. La presente resolución surtirá efectos al día siguiente de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado». Tercero. Requerir al operador del mercado ibérico una evaluación de la conveniencia de modificar la tipología de ofertas actualmente vigentes en dicho mercado. En particular, la posibilidad de sustituir las MIC por otro tipo de ofertas complejas, de entre las permitidas por los términos y condiciones que determinan los productos del mercado diario. Este proceso de evaluación deberá comprender una consulta pública a los sujetos del mercado y, en caso de concluir que es necesaria una adaptación de las ofertas, una propuesta de modificación de las reglas del mercado y/o una hoja de ruta con calendario detallado de pasos para su implantación. La presente resolución, junto con su anexo, se publicará en el «Boletín Oficial del Estado», en cumplimiento de los establecido en el artículo 7.1, párrafo final, de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la CNMC. Madrid, 23 de febrero de 2023.–El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Miguel Bordiú García-Ovies. ANEXO REGLAS DE FUNCIONAMIENTO DE LOS MERCADOS DIARIO E INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD PREÁMBULO I) En virtud del artículo 28 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico el operador del mercado y el operador del sistema asumen las funciones necesarias, para realizar la gestión económica referida al eficaz desarrollo del mercado mayorista de electricidad y la garantía de la gestión técnica del sistema eléctrico. El artículo 29 encomienda al operador del mercado la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica en los mercados diario e intradiario. II) La normativa vigente establece que los productores, comercializadores, consumidores, directos y los representantes, para poder participar en el mercado, deberán cumplir los requisitos siguientes:
  4. a)Haberse adherido expresamente a las reglas y condiciones de funcionamiento y liquidación del mercado que comprende las sesiones de los mercados diario e intradiario, en el correspondiente contrato de adhesión,
  5. b)Prestar al operador del mercado garantía suficiente para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de su actuación como agente en el mercado, en los términos que se establezcan en el contrato de adhesión. III) Para realizar la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica en los mercados diario e intradiario contemplada en el apartado I anterior, es preciso establecer las presentes Reglas de Funcionamiento del Mercado. Estas reglas cumplen con el mandato de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y a ellas se adhieren expresamente los compradores y vendedores en los mercados por medio de la suscripción del correspondiente Contrato de Adhesión, en los términos recogidos en el anexo 3 de la presente disposición. IV) El Convenio internacional relativo a la constitución de un mercado ibérico de la energía eléctrica entre el Reino de España y la República Portuguesa, hecho en Santiago de Compostela, el 1 de octubre de 2004, que regula el mercado ibérico de la energía eléctrica (MIBEL), ha aprobado una nueva estructura organizativa en virtud de la cual el Operador del Mercado Ibérico (OMI) pasa a convertirse en una entidad compuesta por dos sociedades matrices o tenedoras, con participaciones cruzadas entre sí del 10 %, y ostentando asimismo cada una de ellas la propiedad de un 50% en el capital de dos sociedades gestoras del mercado, la sociedad gestora española OMI, Polo Español, SA (OMIE), el mercado spot y operando la sociedad gestora portuguesa, OMI-Polo Portugués, SGMR (OMIP), el mercado a plazo. Adicionalmente, OMIClear se configura como entidad de contrapartida central. En cumplimiento de lo dispuesto en el citado convenio, con fecha de efectividad 1 de julio de 2011, ha concluido el proceso de segregación que afecta al Operador del Mercado Ibérico de Energía, Polo Español, SA, (OMEL) y que ha supuesto la transmisión en bloque de la rama de actividad consistente en la operación del mercado de electricidad, desarrollada hasta la citada fecha por OMEL, a favor de OMI, Polo Español, SA (OMIE). En virtud de lo anteriormente expuesto, desde 1 de julio de 2011, la sociedad OMI-Polo Español, SAU (OMIE), ha asumido la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica en el mercado spot de energía eléctrica en el ámbito del MIBEL. El mercado a plazo incluirá las transacciones referidas a bloques de energía con entrega posterior al día siguiente de la contratación. El intercambio de información necesario para la integración de las posiciones con entrega física del mercado a plazo en el mercado diario se establecerá por acuerdo entre OMIP y OMIE. El Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión de 24 de julio de 2015 por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de la congestión (CACM), publicado en el «Diario Oficial de la Unión Europea» el 25 de julio de 2015, incluye como uno de sus objetivos primordiales la creación de un acoplamiento único diario e intradiario en el ámbito de la Unión Europea. Como consecuencia de tal normativa, el 13 de mayo de 2014 se produjo la ejecución del acoplamiento completo del mercado diario de electricidad gestionado por OMIE, en su calidad de operador del mercado ibérico, a través de la aplicación de la solución Price Coupling of Regions (PCR). Asimismo, el citado reglamento regula una serie de funciones respecto a la actividad del agente de transporte («shipping agent») que debe desarrollar el operador del mercado de conformidad con lo establecido en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre y la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. La publicación del Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo, ha supuesto la modificación del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, reconociéndose como contraparte central de las compras y ventas del mercado al operador del mercado, todo ello, en aplicación de lo previsto en el Reglamento (UE) 2015/1222, desarrollo de la normativa comunitaria derivada del Reglamento (CE) n.º 714/2009, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad. Finalmente, la Orden IET/2732/2015, de 11 de diciembre, ha designado a OMIE, como operador designado para el mercado eléctrico (NEMO), al amparo de lo previsto en el citado Reglamento (UE) 2015/1222. CAPÍTULO PRIMERO Reglas generales Regla 1. El mercado mayorista de electricidad. El mercado de mayorista de electricidad se estructura en mercados a plazo, mercado diario, mercados intradiarios, los servicios de ajuste y de balance y los mercados no organizados. En el mercado diario se llevan a cabo las transacciones de compra y venta de energía eléctrica para el día siguiente. Las sesiones de contratación del mercado diario se estructuran en periodos de programación equivalentes a una hora natural, considerando como horizonte de programación los 24 periodos de programación consecutivos de la Hora Europea Central (CET), o 23, o 25 en los días de cambio de hora oficial. También puede producirse en el mercado diario la entrega física de la energía negociada en los mercados organizados a plazo. Los mercados intradiarios tienen por objeto atender la oferta y la demanda de energía que se pueda producir, en las horas siguientes, con posterioridad a haberse fijado el Programa Diario Viable definitivo (PDVD). Regla 2. El operador del mercado diario e intradiarios. OMI-Polo Español, SA (OMIE), como operador designado para el mercado eléctrico por la Orden IET/2732/2015, de 11 de diciembre, es el responsable de la gestión económica del sistema referida a los Mercados diario e intradiarios. Le corresponde recibir las ofertas de compra y venta de energía eléctrica, efectuando la gestión de las mismas, así como la liquidación de todas las operaciones de los mercados diario e intradiarios. OMIE actuará como contraparte central de las operaciones que se realicen en los mercados diario e intradiarios desde el momento en el que se consideren firmes las casaciones y las operaciones en el mercado intradiario continuo correspondientes. Como consecuencia de su actuación como contraparte central, se produce la interposición de OMIE en las obligaciones resultantes de las diversas operaciones actuando OMIE como comprador frente al vendedor y como vendedor frente al comprador en los términos establecidos en las presentes reglas. Le corresponde asimismo al operador del mercado recibir de los operadores del sistema la comunicación de los contratos bilaterales para las verificaciones que correspondan en materia de ofertas al mercado. La regulación específica y funciones, en el caso del operador del mercado y operador del sistema español están contenidas en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica y en la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. El operador del mercado realizará la liquidación de la energía de subasta del régimen económico de energías renovables negociada en los mercados diario e intradiario, en los términos establecidos en el Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, por el que se regula el régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica, en adelante Régimen Económico de Energías Renovables, y su normativa de desarrollo. Regla 3. Alcance de las reglas del mercado y objeto del contrato de adhesión Las Reglas de Funcionamiento del Mercado contienen los procedimientos y condiciones de carácter general que resultan necesarios para el eficaz desarrollo de los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica y, específicamente, para su gestión económica y la participación en los mismos de los sujetos que realizan actividades destinadas al suministro de energía eléctrica y de los consumidores directos en mercado, y, en particular, sobre: a. La definición, desarrollo y funcionamiento de los sistemas informáticos necesarios para garantizar la transparencia en las transacciones que se realicen en el mercado y que incluyen: – La presentación de ofertas de compra y venta de energía eléctrica; – El procedimiento de casación, en el mercado diario e intradiario de subastas, de las ofertas de compra y venta de energía eléctrica; – El procedimiento de gestión de las transacciones realizadas del mercado intradiario continuo, de las ofertas de compra y venta de energía eléctrica; – El procedimiento de entrega física de la energía negociada a plazo cuyos titulares lo soliciten y en especial la que provenga de las entidades contempladas en el Convenio internacional relativo a la constitución de un mercado ibérico de la energía eléctrica; – La determinación y comunicación a los operadores del sistema, con la confidencialidad que corresponda, de los datos relativos a los resultados de la casación de las ofertas en los mercados diario e intradiarios, y a los agentes, de los datos correspondientes a sus unidades de venta y adquisición; – La determinación y comunicación a los agentes del mercado y a los operadores del sistema de los precios marginales de la energía eléctrica, volúmenes negociados, así como aquella información de carácter público que se considere relevante, en el mercado diario y en las sesiones del mercado intradiario de subastas; – La determinación y comunicación a los agentes del mercado y a los operadores del sistema de los precios de referencia, volúmenes negociados, así como aquella información de carácter público que se considere relevante, en el mercado intradiario continuo; – La determinación y publicación de los índices de precios medios con carácter horario del mercado diario e intradiario de subastas; – La comunicación del Programa Diario Viable definitivo (PDVD) y del Programa Horario Final (PHF) derivado de cada sesión del mercado intradiario de subastas y programa resultado del intradiario continuo, a los agentes, de los datos correspondientes a sus unidades de venta y adquisición como base para la participación en la siguiente sesión del mercado intradiario de subastas o mercado intradiario continuo; – La liquidación y comunicación de los pagos y cobros que deben realizarse en virtud de los precios de los mercados diario e intradiarios de la energía eléctrica; – El procedimiento de validación de aceptación de ofertas de compra con las garantías depositadas; – La publicación de las curvas agregadas de oferta y demanda de los mercados diario e intradiario de subastas con desagregación explícita de cada uno de los puntos que las configuran; – La publicación de las capacidades comerciales e intercambios intracomunitarios e internacionales por frontera; – La publicación de los resultados de los programas de energía agregados por agente y mes natural de los mercados de energía eléctrica, una vez transcurrido un mes desde el último día de aquel al que se refieran; – La publicación de las ofertas presentadas por los agentes, que han entrado en el proceso de casación, en cada uno de los mercados diario e intradiario de subastas, una vez transcurridos noventa días. – La publicación de las ofertas enviadas a la Plataforma de Contratación Continua Europea, una vez transcurridos noventa días. b. Las condiciones de adhesión a las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica. c. El procedimiento a seguir en el supuesto de que los agentes que resulten deudores en el mercado incumplan sus obligaciones de pago, así como las comunicaciones que en estos casos deban realizarse a los consumidores y a los diferentes agentes del mercado. d. El procedimiento a seguir en las comunicaciones de altas y bajas como agentes del mercado por quienes participen en los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica; e. La determinación de las garantías disponibles del agente para su participación en los procesos del mercado y del régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica. f. La liquidación y comunicación a los agentes de los pagos y cobros que deben realizarse por sus operaciones en virtud del precio de la energía de los mercados diario e intradiarios y del precio a percibir por las instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables. g. La comunicación a las autoridades competentes de los comportamientos contrarios al correcto funcionamiento de los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica y de las situaciones que puedan resultar anómalas, teniendo en cuenta la información a disposición del operador del mercado resultante de los mismos. h. El procedimiento de revisión de las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad. i. Publicación del coste final de la energía y los componentes del precio final en agregado y para cada tipo de consumidor. CAPÍTULO SEGUNDO Sujetos Regla 4. Agentes del mercado diario e intradiarios 4.1 Sujetos que pueden ser agentes del mercado. Pueden ser agentes del mercado los sujetos que intervienen en el suministro de energía eléctrica relacionados a continuación: Productores de energía eléctrica: personas físicas o jurídicas que tienen la función de generar energía eléctrica, así como las de construir, operar y mantener las instalaciones de producción. Comercializadores: sociedades mercantiles, o sociedades cooperativas de consumidores y usuarios, que, accediendo a las redes de transporte o distribución, adquieren o venden energía a otros sujetos del sistema en los términos establecidos en la normativa aplicable. Comercializadores de referencia: comercializadores que tienen las funciones que la normativa establezca, entre otras la venta a consumidores finales a precio voluntario al pequeño consumidor. Consumidores directos en mercado: consumidores que adquieran energía eléctrica directamente en el mercado. Representantes: agentes que actúan por cuenta de cualquier sujeto a los efectos de su participación en el mercado y de los cobros y pagos de los peajes, cargos, precios y retribuciones reguladas. La representación por cuenta ajena podrá ser indirecta, cuando el representante actúa en nombre propio, o directa, cuando el representante actúa en nombre del representado. En los casos de representación indirecta, los efectos del negocio jurídico realizado por el representante se imputan directamente a este, sin perjuicio de la relación interna que le ligue con su representado. 4.2 Adquisición de la condición de agente del mercado. Para adquirir la condición de agente del mercado, los productores, comercializadores, consumidores directos en mercado, y representantes definidos en el apartado 4.1 anterior deberán cumplir los siguientes requisitos: – Ser titular de instalaciones válidamente inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, o en caso de comercializadores y consumidores directos en mercado, haber realizado la oportuna comunicación de inicio de actividad según corresponda, o bien acreditar la calidad de representante de alguno de los sujetos anteriores. Los representantes de los sujetos para acreditarse como agente del mercado, deberán acreditar su condición a través del correspondiente poder notarial, así como su actuación por cuenta propia o ajena. – Haber adquirido la condición de sujeto del sistema eléctrico. – Haberse adherido expresamente a las reglas y condiciones de funcionamiento y liquidación de los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica en el correspondiente contrato de adhesión, en los términos recogidos en el anexo 3 de la presente disposición. – Haber declarado un código de agente válido al operador del mercado, asociado a un Número de Identificación Fiscal (NIF) que no pertenezca a ningún otro agente del mercado. Cada agente del mercado tendrá un único NIF, y cada NIF corresponderá a un único agente del mercado. Una vez cumplidos los requisitos para la adquisición de la condición de agente del mercado, el operador del mercado procederá en los dos días hábiles posteriores al cumplimiento de dicha condición, a completar el proceso de alta en el Sistema de Información del Operador del Mercado, pudiendo el agente actuar a partir del tercer día hábil una vez aportada toda la documentación necesaria, para la participación en los correspondientes mercados y sesiones. En el proceso de alta los agentes deberán comunicar las direcciones de correo electrónico para las comunicaciones entre el operador del mercado y el agente, diferenciando según se establece en el proceso de alta entre las diferentes actividades del mercado. El operador del mercado mantendrá activas todas las direcciones de correo electrónico dadas de alta salvo que estás sean dadas de baja en el servidor de correo del agente y dicha baja se mantenga al menos durante tres meses sin notificación del agente, en cuyo caso serán dadas de baja en el mercado como direcciones de contacto. 4.3 Agentes con posibilidad de entrega física. La energía negociada a plazo, cuya liquidación por entrega física sea solicitada por su titular, podrá ser integrada en el mercado diario de producción, en especial la que provenga de las entidades contempladas en el Convenio internacional relativo a la constitución de un mercado ibérico de la energía eléctrica. Los agentes del mercado a plazo con posibilidad de entrega física serán los agentes del mercado que sean además agentes de liquidación física del mercado a plazo o que dispongan de un contrato con un agente de liquidación física del mercado a plazo. Regla 5. Vendedores 5.1 Mercado diario. Son vendedores en el mercado diario:
  6. a)Los titulares de aquellas unidades de producción inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica.
  7. b)Los comercializadores que vendan en sistemas eléctricos de países que no sean de la Unión Europea cuya participación como vendedores en los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica esté autorizada.
  8. c)Los comercializadores que hayan realizado un contrato de adquisición de energía con empresas autorizadas a la venta de energía eléctrica en países de la Unión Europea o terceros países, así como con productores nacionales de electricidad.
  9. d)Los comercializadores y consumidores directos del sistema eléctrico balear, sin perjuicio de lo establecido en la disposición transitoria primera del Real Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre, por el que se regulan los efectos de la entrada en funcionamiento del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el balear, y se modifican otras disposiciones del sector eléctrico. En el marco de lo establecido por dicha disposición transitoria, y en tanto no se haya producido la revisión allí prevista, las referencias en las presentes reglas a los sujetos mencionados habrán de entenderse hechas únicamente a los comercializadores de referencia.
  10. e)Los agentes productores, comercializadores u otros, que actúen como agente representante de los anteriormente citados. Los vendedores de energía eléctrica en el mercado diario presentarán al operador del mercado ofertas de venta de energía eléctrica por cada una de las unidades de venta de que sean titulares y para los periodos de programación de un mismo horizonte diario de programación en el mercado diario. Los titulares de las unidades de producción a que se refiere la letra
  11. a)previa estarán obligados a presentar ofertas de venta de energía eléctrica al operador del mercado por cada una de dichas unidades de producción de que sean titulares para todos y cada uno de los periodos de programación de un mismo horizonte diario de programación, hasta el límite de su capacidad de producción, salvo en los supuestos previstos en el artículo 25 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, y cuando no se hayan acogido a sistemas de contratación bilateral que por sus características queden excluidos del sistema de ofertas. Los comercializadores a los que se refiere la letra
  12. b)previa, podrán participar como vendedores según su autorización ministerial. Los comercializadores a los que se refiere la letra
  13. c)previa, podrán presentar ofertas de venta de energía eléctrica por la energía adquirida en dichos contratos para los periodos de programación del horizonte diario correspondiente, o vender dicha energía a sus consumidores mediante un contrato bilateral con su unidad de adquisición. Así mismo, cada una de las instalaciones de producción comprendidas en el contrato de adquisición y los titulares de cada una de ellas, deben ser comunicados al operador del mercado en el proceso de asociación a la unidad de oferta de venta Las partes firmantes del contrato de adquisición estarán obligadas a aportar al operador del mercado toda aquella documentación requerida por este último a efectos de la correcta identificación de tales instalaciones de producción. Los comercializadores y consumidores directos a los que se refiere la letra
  14. d)previa, no podrán presentar oferta de venta de energía hasta la publicación de la orden del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico a la que se refiere el artículo 3 del Real Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre. Los agentes representantes a los que se refiere la letra
  15. e)previa, podrán presentar ofertas de venta de energía eléctrica para aquellos periodos de programación de un mismo horizonte diario de programación que consideren oportunos, o comunicar la ejecución de un contrato bilateral. Los titulares de unidades a los que se refieren las letras
  16. a)a
  17. c)previas, que estén autorizados a notificar el uso de derechos de capacidad, o ejecutar contratos bilaterales firmes previos al mercado diario, podrán operar para la ejecución de los contratos asociados a dichos procesos con una unidad de programación genérica, en el sistema eléctrico portugués y/o español según corresponda. En cada hora en la que el saldo neto de la unidad de programación genérica sea comprador en los bilaterales y notificaciones de uso de capacidad previos al mercado diario en los que participa dicha unidad de programación genérica, dicho saldo será el máximo que puede vender en el mercado diario la unidad de oferta genérica de venta. Los titulares correspondientes a las letras
  18. a)a
  19. c)previas, que pueden vender energía con la unidad de oferta genérica de venta, deberán participar con ofertas de venta de dicha unidad por dicho saldo comprador, exceptuado el volumen de energía comprometida por esa unidad en contratos bilaterales que no sean previos al mercado diario. Los agentes podrán solicitar al operador del mercado la presentación en su nombre de una oferta con un solo bloque al precio que el agente indique, de las unidades de oferta genéricas de venta por dicho saldo. El agente podrá cambiar en cualquier momento el precio de su oferta, aplicando este nuevo precio en la siguiente presentación de dichas ofertas por parte del operador de mercado en nombre del agente. La oferta será creada para cada sesión del mercado diario, en el momento de recibirse y publicarse en el sistema del operador del mercado la información de contratos bilaterales firmes previos al mercado diario. Si en el momento de recibirse dicha información de los contratos bilaterales firmes previos al mercado diario ya ha sido presentada por el agente una oferta de la unidad de oferta genérica de venta, para la sesión del mercado diario, no se creará la oferta en su nombre. Una vez creada la oferta en nombre del agente, y hasta el cierre de recepción de ofertas a la sesión del mercado diario, el agente podrá gestionar su oferta como cualquier otra, pudiendo anularla o presentar otra oferta válida de la unidad de oferta genérica de venta, que sustituirá a la última presentada, incluida la presentada en su nombre. 5.2 Mercados intradiarios. Podrán presentar ofertas de venta de energía eléctrica en los mercados intradiarios todos los agentes del mercado. Los agentes titulares de unidades de oferta genérica de venta que por un error en la gestión de dichas unidades no tuvieran un programa nulo en el Programa Base de Funcionamiento, deberán participar en los mercados intradiarios para disminuir su programa hasta obtener un programa final nulo. Regla 6. Compradores 6.1 Mercado diario. Son compradores en el mercado diario:
  20. a)Los comercializadores y consumidores directos en mercado que estén autorizados a comprar. Igualmente son compradores las instalaciones de producción de energía eléctrica que estén autorizadas a comprar y estén inscritas en el registro correspondiente.
  21. b)Los comercializadores podrán presentar ofertas de compra de energía eléctrica.
  22. c)Los comercializadores que compren en sistemas eléctricos de países que no sean de la Unión Europea podrán participar como compradores según su autorización ministerial.
  23. d)Los agentes productores, comercializadores u otros, que actúen como agente representante de los anteriormente citados. Los titulares de unidades que están autorizados a notificar el uso de derechos de capacidad, o ejecutar contratos bilaterales firmes previos al mercado diario, podrán operar para la ejecución de los contratos asociados a dichos procesos con una unidad de programación genérica, en el sistema eléctrico portugués y/o español según corresponda. En cada hora en la que el saldo neto de la unidad de programación genérica sea vendedor en los bilaterales y notificaciones de uso de capacidad previos al mercado diario en los que participa dicha unidad de programación genérica, dicho saldo será el máximo que puede comprar en el mercado diario la unidad de oferta genérica de compra. Los titulares que pueden comprar energía con la unidad de oferta genérica de compra, deberán participar con ofertas de compra de dicha unidad por dicho saldo vendedor, exceptuado el volumen de energía comprometida por esa unidad en contratos bilaterales que no sean previos al mercado diario. Los agentes podrán solicitar al operador del mercado la presentación en su nombre de una oferta simple, indicando el precio al que se realizará dicha oferta, de la unidad de oferta genérica de compra, por dicho saldo. El agente podrá cambiar en cualquier momento el precio de su oferta, aplicando este nuevo precio en la siguiente presentación de dichas ofertas por parte del operador de mercado en nombre del agente. La oferta será creada para cada sesión del mercado diario al precio indicado, en el momento de recibirse y publicarse en el sistema del operador del mercado la información de contratos bilaterales firmes precios al mercado diario. Si en el momento de recibirse dicha información de los contratos bilaterales firmes previos al mercado diario ya ha sido presentada por el agente una oferta de la unidad de oferta genérica de compra, para la sesión del mercado diario, no se creará la oferta en su nombre. Una vez creada la oferta en nombre del agente, y hasta el cierre de recepción de ofertas a la sesión del mercado diario, el agente podrá gestionar su oferta como cualquier otra, pudiendo anularla o presentar otra oferta válida de la unidad de oferta genérica de compra, que sustituirá a la última presentada, incluida la presentada en su nombre. 6.2 Mercados intradiarios. Podrán presentar ofertas de adquisición de energía eléctrica en los mercados intradiarios todos los agentes del mercado. Los agentes titulares de las unidades de oferta genérica de compra que por un error en la gestión de dichas unidades no tuvieran un programa nulo en el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), deberán participar en los mercados intradiarios para disminuir su programa hasta obtener un programa final nulo. Regla 7. Condiciones de adhesión a las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiarios de producción de energía eléctrica 1. La participación de los vendedores y compradores en los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica exige su adhesión a las presentes Reglas y el cumplimiento de los demás requisitos establecidos en las mismas y en la normativa en vigor. 2. Los compradores y vendedores que deseen actuar en los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica deberán solicitarlo ante OMI, Polo Español S.A.(OMIE). 3. El solicitante deberá presentar los siguientes documentos: – Documento acreditativo, con la necesaria fehaciencia, de las facultades del firmante de la solicitud y, en su día, del firmante del contrato de adhesión. – Número de Identificación Fiscal (NIF) de la entidad presentadora de la solicitud. – Aquella documentación requerida por el operador del mercado para posibilitar la actuación y participación efectiva del solicitante en dicho mercado, entre otra y a meros efectos indicativos, personas de contacto con las diferentes direcciones del operador del mercado, datos de unidades de venta, de adquisición y de unidades físicas, datos de liquidación y facturación, ficha de medios técnicos y de comunicación, indicando las características del sistema informático del futuro agente para acceder al Sistema de Información del Operador del Mercado. – Cualquier otra documentación exigible conforme a la normativa aplicable, especialmente la relativa a las autorizaciones administrativas e inscripciones en los registros que sean necesarias. El operador del mercado establecerá un procedimiento electrónico para la cumplimentación de la documentación requerida. A los efectos de facilitar la aportación de la mencionada documentación por el solicitante, el operador del mercado publicará en su página web un documento electrónico titulado «Guía de Acceso al Mercado» donde se incluirán los modelos a aportar y la documentación a presentar. 4. En caso de actuaciones a través de la figura del representante, dicho representante deberá acreditar su condición mediante la presentación del correspondiente poder notarial donde deberá especificar si el representante actúa por cuenta ajena y en nombre del representado o si actúa por cuenta ajena y en nombre propio. En caso de la utilización de la figura del representante, su ámbito de actuación comprenderá la representación de todas las actividades y actuaciones en los mercados del representado, sin que pueda admitirse la actuación en los mercados de más de un representante por representado o la actuación de un representado y su representante simultáneamente. Los representantes que actúen por cuenta ajena y en nombre propio deberán adherirse a las presentes reglas y adquirir la condición de agente del mercado. En el caso de representantes que actúen por cuenta ajena y en nombre del representado, será este último el que deberá adherirse a las presentes Reglas y adquirir la condición de agente del mercado. El representante podrá elegir entre adquirir tal condición o no. Además de lo anterior, se estará a lo dispuesto en la normativa de aplicación en lo relativo a las limitaciones que afecten a la representación. Los titulares de instalaciones pertenecientes a fuentes de energía renovable (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos que sean representados por un representante en nombre propio se entenderán adheridos a las presentes reglas a través de la adhesión de dicho representante. Los titulares de instalaciones de producción con fuentes de energía que no sea renovable que no forman parte de una unidad de gestión hidráulica, cogeneración de alta eficiencia o residuos, podrán acceder al mercado por medio de un representante común. Estos representantes comunes no podrán agrupar en ningún caso unidades de producción. Una persona física o jurídica no podrá ostentar la condición de representante común (con facultades ordinarias) de un agente del mercado cuando exista conflicto de interés o se ponga en riesgo o perjudique la libre competencia del mercado. En particular no se podrán llevar a cabo las siguientes actuaciones: – Un mismo representante común no podrá actuar por cuenta de dos o más operadores dominantes en el sector eléctrico. – Un mismo representante común no podrá actuar por cuenta de dos o más operadores principales en sector eléctrico. – Un representante común que sea operador dominante solo podrá representar instalaciones de producción de las que posea una participación directa o indirecta superior al 50 por ciento de su capital. – Un representante común que sea operador principal solo podrá representar instalaciones de producción de las que posea una participación directa o indirecta superior al 50 por ciento de su capital. Esta restricción no será de aplicación a las instalaciones de producción de electricidad a partir de fuentes de energía renovables que no formen parte de una unidad de gestión hidráulica, ni a la cogeneración de alta eficiencia, ni a los residuos. De conformidad con lo establecido en el artículo 13.7 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, a la gestión y venta de energía procedente de las instalaciones de producción próxima a las de consumo y asociadas a las mismas en los casos de suministro con autoconsumo con excedentes realizado con tecnologías de generación renovable, no les serán de aplicación las limitaciones previstas en los artículos 53.5 y 53.6 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio. El titular de una instalación de producción a partir de fuentes de energía renovable que no formen parte de una unidad de gestión hidráulica, cogeneración de alta eficiencia o residuos, podrá participar en el mercado, directa o indirectamente, mediante un agente representante. Este representante es cualificado porque podrá presentar las ofertas por el conjunto de instalaciones de este tipo a las que representa, agrupadas en una o varias unidades de venta. Conforme a la normativa de general aplicación se procederá a dar cuenta a las autoridades regulatorias o de competencia de aquellas conductas que, en materia de representación, ya sea común o cualificada como agente representante, pudieran suponer una práctica restrictiva de la competencia, un abuso de posición dominante o cualquier otra posible conducta contraria a la libre competencia. 5. Presentada la solicitud de adhesión, el operador del mercado podrá comprobar que el solicitante dispone de los medios técnicos necesarios para realizar las actividades que le correspondan por su participación en el mercado y que cumple las condiciones de presentación de ofertas de compra y venta de energía eléctrica a las que se refieren las presentes reglas. En particular, es condición necesaria para la suscripción del Contrato de Adhesión que el solicitante esté conectado por medio de la red de comunicaciones al Sistema de Información del Operador del Mercado y disponga de los medios homologados a que se refieren estas reglas para realizar las comunicaciones electrónicas que exija su participación en los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica. El operador del mercado podrá establecer, a los efectos de lo establecido en esta regla, un sistema de pruebas que deberá superar el solicitante. La habilitación en los medios de comunicación electrónica del operador del mercado se conferirá con carácter personal e intransferible a la persona física determinada que actúe en nombre del agente. Nadie podrá ser habilitado simultáneamente para actuar en nombre de más de un agente en los susodichos medios. Se exceptúa de lo previsto en el párrafo anterior la actuación en nombre de varios agentes cuando dichos agentes sean entidades que formen parte de un mismo de grupo de sociedades, definido este conforme a lo establecido en el artículo 42.1 del Código de Comercio. A estos efectos deberá presentarse al operador del mercado certificación del órgano competente de las sociedades o del auditor de cuentas en la que se haga constar dicha circunstancia. Se exceptúan igualmente de la limitación de habilitación simultánea los supuestos en los que las disposiciones vigentes sobre el sector eléctrico prevén la intervención de una entidad como representante de otras entidades siempre dentro de los límites en que dicha representación está autorizada. El operador del mercado no estará obligado a hacer pública la información a la que acceda la persona habilitada que actúe en nombre de varios agentes por el mero hecho de acceder dicha persona a la información correspondiente a los varios agentes en cuyo nombre actúa. 6. Realizadas las actuaciones y comprobaciones establecidas en los apartados anteriores, el solicitante suscribirá el Contrato de Adhesión a las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad. 7. La adquisición de la condición de agente del mercado diario de producción se producirá cuando se haya constatado por el operador del mercado el cumplimiento de todos y cada uno de los requisitos previstos en el artículo 7.1 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre. Regla 8. Prestación de garantías Suscrito el Contrato de Adhesión, el agente del mercado deberá prestar ante el operador del mercado garantía suficiente para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de su actuación como participante en el mercado, en los términos establecidos en el Contrato de Adhesión y en estas reglas. La falta de garantías suficientes para avalar una oferta deudora en los términos establecidos impedirá la aceptación de esa oferta del agente. El régimen de la garantía será el establecido en estas reglas. En este sentido, la falta de aportación de garantías por los titulares de unidades de adquisición nacionales para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de la liquidación del régimen económico de energías renovables, regulado en el régimen económico de energías renovables, impedirá la participación de estas unidades en los diferentes mercados de energía eléctrica. El operador del mercado podrá requerir a los agentes titulares de unidades asociadas a instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables o a sus representantes en nombre propio la formalización de garantías para cubrir eventuales situaciones de riesgo, pudiendo limitar o suspender la participación de estas unidades de oferta en el mercado si dichos requerimientos no fueran satisfechos. Regla 9. Comunicaciones de las altas y bajas de unidades de oferta de agentes del mercado 9.1 Comunicación al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. El operador de mercado comunicará al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia las altas y bajas de todas las unidades de oferta de los agentes de dicho mercado en un plazo que no podrá exceder de quince días hábiles desde la entrada en vigor de tales altas y bajas. En este mismo plazo el operador de mercado hará constar dichas altas y bajas en su web pública indicando específicamente estos supuestos. Se considerará que una entidad ha adquirido la condición de agente del mercado cuando se haya constatado por el operador del mercado el cumplimiento de todos y cada uno de los requisitos previstos en el artículo 7.1 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre. Se considerará que un agente ha causado baja en el mercado cuando se haya constatado por el operador del mercado el incumplimiento de alguno de los requisitos previstos en el artículo 7.1 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre. 9.2 Comunicaciones de las altas como agentes del mercado. A efectos de comunicaciones se consideran interesados en el alta de unidades de oferta de un agente del mercado todos los agentes del mercado. El operador del mercado publicará en su web pública una lista completa de los agentes del mercado. Igualmente publicará la lista completa de las unidades de oferta de todos los agentes del mercado con indicación de si dicha unidad de oferta está de alta o ha causado baja en el mercado. 9.3 Comunicación de las bajas de representación. El operador del mercado comunicará el hecho de una baja sobrevenida de un agente representante tan pronto sea conocido, tanto a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia como al comercializador de referencia correspondiente, a efectos de que comience a ejercer su función de representación de las instalaciones de producción afectadas. Si el titular de las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos representadas no hubiese comunicado los comercializadores de referencia que deben actuar como representante de sus instalaciones en caso de baja del representante de dicho titular, el operador del mercado comunicará la baja de representación a todos los comercializadores de referencia del sistema eléctrico en el que están dadas de alta las unidades de oferta de representación de sus instalaciones. Regla 10. Suspensión de participación de unidades de oferta de un agente del mercado 10.1 Suspensión de participación de unidades de oferta por parte del operador del sistema. En caso de comunicación de la suspensión de unidades de programación de un sujeto del sistema eléctrico, por parte de los operadores del sistema, el operador del mercado procederá a suspender la actuación de las correspondientes unidades de oferta en el mercado a partir de las sesiones del mercado posteriores a dicha comunicación. 10.2 Suspensión de participación de unidades de oferta por parte del operador del mercado. El operador del mercado procederá a suspender aquellas unidades de oferta de adquisición nacionales que no hayan satisfecho los requerimientos de garantías para cubrir el posible déficit en las liquidaciones del régimen económico de energías renovables según lo establecido en la Regla «Régimen de determinación del importe de las garantías y método de su constitución». Asimismo, el operador del mercado podrá limitar o suspender la participación en el mercado de aquellas unidades asociadas a instalaciones adscritas al régimen económico de energías renovables regulado en el régimen económico de energías renovables ante eventuales situaciones de insuficiencia de garantías. La suspensión de unidades por parte del operador de mercado se comunicará al operador del sistema español, que procederá a suspender inmediatamente la actuación de las unidades de programación correspondientes a dichas unidades de oferta. CAPÍTULO TERCERO Ofertas Regla 11. Características generales de las ofertas Las ofertas de compra o venta de energía eléctrica deben ser presentadas por los agentes o por su representante al operador del mercado por cada unidad de venta o adquisición de las que sean titulares y para cada periodo de programación de un mismo horizonte de programación. Los precios de las ofertas de venta y adquisición para el mercado diario y los mercados intradiarios de subasta y mercado continuo, deberán estar comprendidos dentro de los límites de precio máximos y mínimos establecidos en el anexo 2 para cada mercado. Dichas ofertas pueden ser simples o complejas (con condiciones) en razón de su contenido. Las ofertas simples deben contener un precio y una cantidad de energía, sin incluir ninguna condición compleja que deba ser tenida en cuenta en la casación. Las ofertas complejas, además de cumplir con los requisitos exigidos para las ofertas simples, incorporan una, varias o la totalidad de las condiciones complejas que deben ser consideradas en el proceso de casación. Regla 12. Alta de las unidades de venta o de adquisición en el sistema de información del operador del mercado El operador del mercado dará de alta las unidades de oferta de venta o adquisición en el Sistema de Información del Operador del Mercado, con los datos que el agente titular de dicha unidad haya registrado en el registro correspondiente, con los datos de las autorizaciones administrativas, y con los aportados por el agente titular de la unidad. Los datos del Sistema de Información del Operador del Mercado serán: – Código de la unidad de oferta de venta o adquisición (definido por el operador del mercado). – Descripción de la unidad de venta o adquisición. – Tipo de la unidad de venta o adquisición. – Código del sistema eléctrico en el que opera la unidad. – Código interno del sistema eléctrico español. – Energía horaria máxima a efectos de validación, en MWh con un máximo de un decimal (de cada una de las unidades físicas de que se compone en el caso de las unidades de venta). – Gradiente máximo de subida y bajada, MW/h con un máximo de un decimal, para las unidades de venta. – Porcentaje de propiedad del titular o titulares en dicha unidad. Cuando la unidad de oferta de venta sea de representación de instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos, cada titular de dichas instalaciones asociadas a la unidad de oferta, o su representante en su nombre, deberá comunicar en el proceso de asociación de la instalación a la unidad de oferta el comercializador de referencia que vaya a actuar como representante en caso de suspensión de la representación comunicada. Las instalaciones de energía renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos podrán tener desde el primer día del mes siguiente al acta de puesta en servicio un representante diferente del comercializador de referencia que les corresponda. Las instalaciones que no dispongan de acta de puesta en servicio, para tener un representante diferente del comercializador de referencia que les corresponda, deberán presentar la inscripción previa en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica. Para los representantes de instalaciones de energía renovables (excepto las que formen parte de una unidad de gestión hidráulica), cogeneración de alta eficiencia y residuos, existe la posibilidad de agrupar ofertas de sus representados, de modo que exista la posibilidad de una posición final neta de todos los representados frente al mercado. Cuando las instalaciones de producción de energía eléctrica se declaren como parte de un contrato de adquisición con un comercializador, corresponderá al comercializador comunicar al operador del mercado el titular de cada una de dichas instalaciones asociadas a la unidad de oferta de venta. Sin perjuicio de lo anterior, las partes firmantes del contrato de adquisición estarán obligadas a aportar al operador del mercado toda aquella documentación requerida por este último a efectos de la correcta identificación de tales instalaciones de producción. El código del sistema eléctrico indica, en el caso de España y Portugal, el sistema eléctrico en el que se produce la venta o adquisición de energía. En el caso de ser unidades externas al sistema ibérico, formado por los sistemas eléctricos de España y Portugal, indica la interconexión a través de la que se realiza la transacción, pudiendo ser de importación o exportación, y corresponden a las interconexiones con los sistemas de Francia, Andorra y Marruecos. Cada agente autorizado podrá definir una única unidad para la importación o exportación a través de cada una de las fronteras citadas. Para las interconexiones entre sistemas eléctricos con subastas coordinadas de capacidad, con entrega física, la unidad de importación y exportación se denominará unidad con derechos previos, existiendo una única unidad para la importación y una única unidad para la exportación, para cada agente autorizado. Las unidades de importación y exportación asignadas con derechos previos de capacidad no podrán presentar ofertas Existen dos zonas de oferta, correspondientes a las zonas portuguesa y española. Cada una de estas zonas de oferta tendrá su propio precio. Las unidades de oferta que operan a través del sistema eléctrico con Andorra y Marruecos pertenecen a la zona de oferta española. Se darán de alta dos unidades de oferta genérica, en el sistema eléctrico portugués y/o español según corresponda, una de venta y otra de adquisición, asociadas a la misma unidad de programación genérica, para la negociación en el mercado diario de los saldos de energía previos al mercado diario, correspondientes a la notificación del uso de derechos de capacidad, y contratos bilaterales firmes previos al mercado diario. Las unidades de oferta genéricas no podrán presentar ofertas en el mercado intradiario continuo. El código interno del sistema eléctrico español identifica las unidades de oferta de compra o de venta, para la compra o venta de energía en el sistema eléctrico peninsular o a través de la conexión con el sistema eléctrico balear. Las unidades de oferta de compra o de venta de energía del sistema eléctrico peninsular español, solamente podrán tener asociadas unidades de programación del sistema eléctrico peninsular español, y las unidades de venta o adquisición a través de la conexión con el sistema eléctrico balear solamente podrán tener asociadas unidades de programación para la compra o venta a través de la conexión con el sistema eléctrico balear. Cada unidad de oferta, sea de venta o de compra, corresponderá con una unidad de programación. Una unidad de programación no podrá estar asociada a más de una unidad de oferta. Una unidad de oferta de un representante en nombre propio y por cuenta de terceros podrá incluir energía de varios representados. Una unidad de oferta de un representante en nombre y por cuenta de terceros solamente podrá incluir energía de un representado. Una unidad de oferta deberá contener exclusivamente unidades que desarrollen un solo tipo de actividad (productores de energía eléctrica, comercializadores o consumidores directos en mercado). La energía horaria máxima declarada de las unidades por el agente estará limitada al valor máximo del registro correspondiente, o a la autorización ministerial correspondiente en su caso. La energía máxima de una unidad de venta o adquisición es la suma de la energía máxima declarada por el agente de cada una de las unidades físicas que componen dicha unidad de venta o adquisición. La energía máxima de las unidades físicas estará limitada a la potencia bruta máxima inscrita en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica. Para las instalaciones de producción que utilicen la cogeneración u otras formas de producción de electricidad a partir de energías residuales la potencia máxima de las unidades físicas estará limitada a la potencia bruta máxima inscrita en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica multiplicada por un coeficiente de 1,2. Durante la realización de las pruebas oficiales de certificación de nueva potencia, el agente podrá solicitar un valor de energía máxima superior al inscrito en el registro en dicha instalación, para la realización de las pruebas. El valor de energía máxima será de aplicación a todos los periodos de programación de los días naturales durante los que se realicen dichas pruebas. El alta de una unidad de programación en el operador del sistema será coordinada con el alta de la unidad de oferta del agente en el operador del mercado, de acuerdo con los procedimientos habituales de coordinación entre operadores. Para un agente del mercado no podrá existir una unidad de oferta sin unidad de programación, ni una unidad de programación sin unidad de oferta. Los titulares de unidades de adquisición nacionales que no sean agentes del mercado deberán darse de alta como tales ante el operador del mercado a partir de la entrada en vigor de la Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, por la que se regula el primer mecanismo de subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables y se establece el calendario indicativo para el periodo 2020-2025. Si una unidad de oferta dada de alta en el sistema, es dada de baja para una fecha por el agente titular de dicha unidad, o esta queda con una potencia máxima nula por no tener asociada ninguna unidad física por solicitud de cambios de asociación, quedarán anuladas todas las ofertas presentadas para las sesiones del mercado diario a partir de la fecha para la que se ha solicitado la baja o la unidad ha quedado con potencia máxima nula. Igualmente quedará retirada la oferta por defecto aplicando dicha retirada para el primer día para el que la unidad está de baja o tiene una potencia máxima nula. Para participar en los distintos mercados, cada instalación acogida al régimen económico de energías renovables deberá constituirse como una unidad de oferta, no pudiendo asociarse otras instalaciones en esa unidad de oferta. Este requerimiento se mantendrá mientras la instalación se encuentre adscrita al régimen económico de energías renovables o una vez finalizado este, si el titular de la instalación pudiera ser objeto de alguna de las penalizaciones establecidas en la Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, por la que se regula el primer mecanismo de subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables y se establece el calendario indicativo para el periodo 2020-2025 o mientras estas estuvieran pendiente de pago. De acuerdo con el artículo 21.3 del Real Decreto 960/2020 por el que se regula el régimen económico de energías renovables, las unidades de oferta cuyas instalaciones estén acogidas al régimen económico de energías renovables no podrán declarar contratos bilaterales físicos con dichas instalaciones. Unidades porfolio o cartera de negociación: Los agentes podrán optar por participar en el mercado intradiario continuo a través de unidades de oferta o de unidades porfolio. En ambos casos, la unidad estará asociada a un sistema eléctrico específico (España o Portugal). Cada agente del mercado podrá disponer, previa solicitud, de una única pareja de unidades porfolio (compra/venta) por cada tipo de actividad y por cada sistema eléctrico donde el agente tenga dos o más unidades de oferta de alta en el sistema del Operador de Mercado. Por defecto, todas las unidades ofertantes del agente que estén dadas de alta en el sistema de información del mercado y que compartan actividad y sistema eléctrico con la pareja de unidades porfolio, se encontraran asociadas al porfolio para poder recibir energía en el proceso de desagregación. Una unidad de oferta únicamente puede estar asociada a una pareja de unidades porfolio. Los agentes tendrán la posibilidad, para cada pareja de unidades porfolio, de excluir de la asociación las unidades ofertantes en las que no deseen desagregar energí

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