Resolución DCOOR/DE/006/19 de Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, 17-12-2019

Fecha de Resolución:17 de Diciembre de 2019
 
CONTENIDO
DCOOR/DE/006/19
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RESOLUCIÓN POR LA QUE SE APRUEBA LA ADAPTACIÓN DE
DETERMINADOS PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN PARA LA
PARTICIPACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL EN LAS
PLATAFORMAS DE BALANCE DE RESERVAS DE SUSTITUCIÓN (RR) Y DE
COMPENSACIÓN DE DESVÍOS (IN)
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SALA DE SUPERVISIÓN REGULATORIA
PRESIDENTA
Dª María Fernández Pérez
CONSEJEROS
D. Benigno Valdés Díaz
D. Mariano Bacigalupo Saggese
D. Bernardo Lorenzo Almendros
D. Xabier Ormaetxea Garai
SECRETARIO DE LA SALA
D. Miguel Sánchez Blanco, Vicesecretario del Consejo
En Madrid, a 17 de diciembre de 2019
En cumplimiento de la función de aprobación de las condiciones y metodologías
que se elaboren a efectos de facilitar la integración de los mercados de balance
eléctrico, previstas en el artículo 5 del Reglamento(UE) 2017/2195, de la
Comisión, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece una directriz
sobre el balance eléctrico, la Sala de Supervisión Regulatoria aprueba la
siguiente resolución:
1. ANTECEDENTES DE HECHO
1.1. Plataforma RR y proceso IN
El artículo 19 del Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de
noviembre de 2017, por el que se establece una Directriz sobre el Balance
Eléctrico (Reglamento EB), determina los plazos, principios de diseño y
condiciones para el desarrollo de la plataforma europea para el intercambio de
energías de balance procedentes de las reservas de sustitución (RR, por sus
siglas en inglés).
Conforme a los requisitos establecidos en el artículo 19(1) del Reglamento EB,
con fecha 15 de enero de 2019, las Autoridades Reguladoras (RAs) de los países
que aplican el proceso de reservas de sustitución, incluyendo la CNMC,
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aprobaron el “Marco de Aplicación de la plataforma europea de intercambio de
energías de reservas de sustitución (RR TSO’s Proposal for the Replacement
Reserves Implementation Framework –RRIF)”
1
.
De acuerdo con el artículo 19(5) del Reglamento EB, los TSOs disponen de un
plazo de 12 meses tras la aprobación del RRIF para empezar a utilizar la
plataforma RR, plazo que concluiría el 15 de enero de 2020. Sin embargo, en
aplicación del artículo 62.2.a) del Reglamento EB, la CNMC concedió a REE,
con fecha 29 de octubre de 2019, una excepción temporal de nueve meses a la
entrada en la plataforma RR
2
. Finalmente, el operador del sistema tiene previsto
completar el proceso de implantación de esta plataforma en el sistema español
a principios de marzo de 2020, a la par que su homólogo portugués. Para ello,
se requiere la adaptación previa de algunos procedimientos de operación del
sistema, así como realizar pruebas de los sistemas y las comunicaciones.
Por otra parte, el artículo 22 del Reglamento EB establece los plazos, principios
de diseño y condiciones para el desarrollo de la plataforma europea para el
proceso de compensación de desequilibrios (IN, por sus siglas en inglés).
Con fecha 18 de junio de 2018, los TSOs enviaron a las Autoridades
Reguladoras la propuesta de “Marco de Aplicación de la plataforma europea para
el proceso de compensación de desequilibrios (All TSO’s Proposal for the
Imbalance Netting Implementation Framework -IN IF-)”, de acuerdo con lo
establecido en el Artículo 22(1) del Reglamento EB. Previa solicitud de
enmiendas por las RAs, en marzo de 2019, los TSOs enviaron una propuesta
revisada del Marco de Aplicación para el proceso de compensación de
desequilibrios (IN). El 11 de julio de 2019, las Autoridades Reguladoras
acordaron una segunda solicitud de enmiendas a esta metodología. La nueva
revisión del Marco de Aplicación fue recibida por la CNMC el 18 de septiembre
de 2019.
De acuerdo con el artículo 22(5) del Reglamento EB, los TSOs disponen de un
plazo de 12 meses tras la aprobación del IN IF para empezar a utilizar la
plataforma IN. Aunque en este caso aún no ha sido aprobado el IF, la plataforma
IN se ha diseñado sobre la base de otra plataforma ya operativa (IGCC), en la
que llevan años participando varios TSOs centroeuropeos. La plataforma IGCC
se ha ido adaptando a las especificaciones de la IN a medida que se decidía
sobre ésta, de modo que no se requiere ya un periodo para su implantación,
1
https://www.cnmc.es/sites/default/files/2239492_27.pdf
https://www.cnmc.es/sites/default/files/2239493_28.pdf
2
https://www.cnmc.es/sites/default/files/2731669_8.pdf
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puesto que los detalles que quedan por decidir en la nueva versión del IF son
cuestiones formales sobre la gobernanza de la plataforma. La entrada de REE
en la plataforma IN está prevista en enero de 2020. Para ello, al igual que en el
caso de la plataforma RR, se requiere la adaptación previa de algunos
procedimientos de operación del sistema y la realización de pruebas.
1.2. Aspectos de desarrollo nacional
La implantación del Reglamento EB, y en particular la creación de plataformas
europeas para el intercambio de energías de balance, requiere la aprobación por
todas las autoridades regulatorias implicadas, o bien por la agencia ACER, de
los correspondientes marcos de aplicación de las plataformas, según lo indicado
en el antecedente anterior. Pero también requiere la adaptación de la regulación
nacional, en particular, de acuerdo con el artículo 18 del Reglamento EB, se
requiere la aprobación de unas Condiciones relativas al balance, aplicables a los
sujetos proveedores del servicio de balance y a los sujetos de liquidación
responsables del balance en el área de programación. Las Condiciones relativas
al balance de aplicación en el sistema eléctrico peninsular español han sido
aprobadas por la CNMC con fecha 11 de diciembre de 2019.
Por otra parte, se requiere la adaptación de los procedimientos de operación del
sistema. En particular, para la entrada del operador del sistema español en las
plataformas RR e IN se requiere la revisión de los procedimientos, al objeto de
adaptar su contenido a la terminología, procesos y especificaciones establecidos
en los correspondientes IFs y las Condiciones relativas al balance.
1.3. Propuesta del Operador del Sistema
Con fecha 24 de septiembre ha tenido entrada en la CNMC propuesta de REE
de adaptación de los procedimientos de operación para la participación del
sistema eléctrico español en estas dos plataformas de balance, la de reservas
de sustitución (RR) y la de compensación de desvíos (IN). En concreto, la
propuesta incluye los siguientes procedimientos:
- P.O. 3.1 Programación de la generación.
- P.O. 3.3 Gestión de desvíos, que pasaría a denominarse “Procedimiento
de operación para la aplicación del proceso europeo de activación e
intercambio de energías de balance del producto RR en el sistema
eléctrico peninsular español”.
- P.O. 7.2 Regulación secundaria.
- P.O. 14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de
ajuste del sistema.
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- P.O. 14.6 Liquidación de intercambios internacionales no realizados por
sujetos de mercado.
Incluye asimismo la propuesta un informe justificativo en el que se detallan los
cambios realizados en los procedimientos, así como la información sobre los
comentarios recibidos por el operador del sistema durante el trámite previo de
consulta y las respuestas formuladas por dicho operador del sistema.
La propuesta consiste en un revisión formal de los textos de los procedimientos
(cambios de referencias normativas, nueva nomenclatura introducida por el
Reglamento EB, etc.), la adaptación de los productos de balance
correspondientes a reservas de sustitución (RR) a los estándares que se van a
utilizar en la plataforma, la revisión de los horarios y procesos de intercambio de
información, y la adaptación de los procesos de liquidación entre TSOs y entre
el TSO y los proveedores de servicios de balance.
Adicionalmente, la propuesta de P.O.7.2 incorpora otras modificaciones que el
operador del sistema sometió a consulta pública en el mes de septiembre de
2018, con objeto de mejorar el servicio de regulación secundaria, pero cuya
aprobación no se llevó a cabo.
El texto del P.O.3.3 que, hasta ahora, recogía el diseño del servicio de gestión
de desvíos, es reemplazado por el nuevo servicio de reserva de sustitución,
aunque se mantienen algunas características del servicio anterior, al menos
temporalmente, como, por ejemplo, el proceso de habilitación de proveedores.
Adicionalmente a la aprobación de los POs por parte de la CNMC, será necesario
que se deje sin efecto el Anexo III, Procedimiento de intercambio de energías
transfronterizas de balance (BALIT), del Acuerdo de la CNMC, de 6 de junio de
2018, por el que se aprueban las especificaciones y procedimientos de desarrollo
de la metodología de subastas regionales intradiarias entre España y Portugal.
1.4. Trámite de consulta pública de la CNMC
El día 17 de octubre de 2019
3
se lanzó el trámite de consulta pública de la
propuesta remitida por el OS, y le fue comunicado al Consejo Consultivo,
recibiéndose alegaciones de ocho sujetos.
3
https://www.cnmc.es/ambitos-de-actuacion/energia/consultas-publicas-finalizadas
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2. FUNDAMENTOS JURÍDICOS DE DERECHO
2.1. Objeto del procedimiento
El presente procedimiento tiene por objeto el estudio y aprobación de la revisión
de varios procedimientos de operación del sistema, al objeto de adaptarlos al
Reglamento EB, a los IF de las plataformas RR e IN y a las Condiciones relativas
al balance aplicables en el sistema eléctrico español; con la finalidad de permitir
la participación del operador del sistema eléctrico español en las citadas
plataformas, en tiempo y forma, según lo previsto en los artículos 19 y 22 del
Reglamento EB.
2.2. Habilitación competencial para aprobar estos procedimientos
El artículo 5 del Reglamento UE 2017/2195 de 23 de noviembre de 2017 por el
que se establece una directriz sobre el balance eléctrico, asigna a las
autoridades reguladoras nacionales la competencia para aprobar las condiciones
y metodologías relativas a los servicios de balance. En particular, el apartado
4.c) de dicho artículo 5 prevé la aprobación por la autoridad reguladora de cada
Estado Miembro de las Condiciones relativas al balance aplicables en su
territorio nacional.
El apartado 1.c) del artículo 7 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, modificada por el Real
Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las
competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
(CNMC) a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las
Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de
13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la
electricidad y del gas natural, otorga a la CNMC la competencia para establecer
mediante circular las metodologías relativas a la prestación de servicios de
balance y de no frecuencia del sistema eléctrico; asimismo, el artículo 7.38 de
esta Ley 3/2013 otorga a la CNMC la competencia para determinar las reglas de
los mercados organizados en su componente normativa, en aquellos aspectos
cuya aprobación corresponda a la autoridad reguladora nacional.
El 20 de noviembre de 2019, se aprobó la Circular 3/2019, de 20 de noviembre,
de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se
establecen las metodologías que regulan el funcionamiento del mercado
mayorista de electricidad y la gestión de la operación del sistema. El artículo 23
de esta Circular prevé que la CNMC apruebe mediante resolución las
metodologías previstas en la normativa europea.
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Las Condiciones relativas al balance aplicables al territorio peninsular español
fueron aprobadas por la CNMC mediante Resolución de fecha 11 de diciembre
de 2019. El texto de condiciones prevé la inclusión del detalle necesario para su
aplicación en los procedimientos de operación del sistema.
2.3. Consideraciones sobre la propuesta de P.O.3.1
Durante el trámite de consulta pública de la propuesta llevado a cabo por la
CNMC se han recibido multitud de comentarios relativos al procedimiento de
operación 3.1. Sin embargo, la mayoría de estos comentarios quedan fuera del
ámbito de este proceso de revisión del procedimiento. La mayoría de
comentarios se refieren a modificaciones del texto relacionadas con el cambio
de la hora de apertura del mercado intradiario continuo (MIC) a las 15:00 horas.
Esa revisión de procedimientos, incluyendo el P.O.3.1, se encontraba en fase de
análisis y aprobación por la CNMC cuando el operador del sistema tuvo que
presentar la revisión que ahora se analiza. Por ello, incorporó en la propuesta
tanto los cambios necesarios para la participación del sistema eléctrico español
en las plataformas RR e IN, como para el adelanto de la apertura del MIC. Sobre
los cambios necesarios para el MIC ya se pronunció esta Comisión en su
Resolución SSR 10/10/2019
4
, por la que se aprobó la adaptación de las reglas
de funcionamiento de los mercados diario e intradiario y de los procedimientos
de operación.
Otros comentarios se refieren a desarrollos de detalle derivados de aspectos que
se han analizado y decidido en el ámbito de las Condiciones relativas al balance,
que son desarrolladas en los procedimientos de operación. Igualmente, en el
momento de presentarse esta propuesta, las Condiciones no habían sido
aprobadas aún por la CNMC. La valoración de estos aspectos por la CNMC
puede consultarse en la Resolución SSR 28/11/2019
5
, por la que se requiere al
Operador del Sistema eléctrico español la modificación de la propuesta de
condiciones relativas al balance.
2.4. Consideraciones sobre la propuesta de P.O.3.3
2.4.1. Sobre el tamaño máximo de las ofertas indivisibles
El artículo 6 del marco para la creación de la plataforma de reservas de
sustitución (RR) define el producto estándar de la reserva RR que será ofertado,
asignado e intercambiado a través de dicha plataforma. El apartado 4 del artículo
incluye una tabla en la que se especifican las principales características del
4
https://www.cnmc.es/expedientes/dcoorde00319
5
https://www.cnmc.es/expedientes/dcoorde01218
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citado producto estándar de energía. Respecto al tamaño máximo de la oferta
(Maximum quantity), se especifica que no se establece un valor para las ofertas
divisibles, salvo los límites técnicos que permita la propia plataforma, mientras,
para las ofertas indivisibles, se estará a lo que disponga la regulación nacional.
La propuesta de P.O.3.3 recoge las características del nuevo producto RR en
una tabla anexa, en la cual no se incluye un valor máximo para los bloques de
oferta indivisibles, más allá de los posibles límites técnicos que admita la
plataforma. Sin embargo, el mercado de Gestión de Desvíos, al que sustituirá el
producto RR, sí ha tenido históricamente un valor máximo para las ofertas
indivisibles.
Durante las fases de diseño y desarrollo de las plataformas RR y mFRR se
constató que la inclusión de bloques de oferta indivisibles tendría tanto ventajas
como inconvenientes. La principal ventaja prevista es un incremento en la
liquidez de la plataforma, al permitir la participación de tecnologías que no
pueden aportar, al menos en un cierto rango de funcionamiento, una variación
de carga continua: arranque de grupos térmicos o bombas, cambio del modo de
funcionamiento, parada de procesos productivos (en el caso de industria
proveedora de servicios de balance), etc. Por otra parte, el principal
inconveniente era la introducción de mayor complejidad en el algoritmo por la
aparición de ofertas aceptadas o rechazadas de forma inesperada (UAB/URB),
esto es, con precio de oferta por encima o por debajo del marginal,
respectivamente, lo que puede distorsionar la señal de precio que reciben los
sujetos proveedores del servicio o incentivar prácticas no deseadas en el
mercado.
A este respecto, el impacto negativo de los bloques indivisibles, unido a la
posibilidad de ligar las ofertas en tiempo, lo que también se permite en la
plataforma RR, se ha constatado en el sistema eléctrico español en los últimos
años, en el contexto del mercado de reserva adicional a subir. La presentación
masiva de ofertas en bloques indivisibles de varios cientos de MW, ligadas en
distintos periodos horarios, ha ocasionado múltiples problemas: desde
variaciones bruscas del precio de un periodo horario a otro, hasta la existencia
de ofertas rechazadas de forma inesperada (ofertas rechazadas con precio de
oferta sensiblemente inferior al marginal resultante). La mayor ineficiencia se
observó en diversas ocasiones en las que contratar un mayor volumen de
producto por parte del TSO hubiera resultado en un coste total del servicio más
bajo.
Con estos precedentes, durante el trámite de consulta pública de la propuesta
de procedimientos, esta Sala requirió la opinión de los sujetos sobre la
posibilidad de establecer un valor máximo para las ofertas indivisibles del
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producto RR en el sistema español, sobre la base de los criterios técnicos que
justifican la existencia de bloques indivisibles, por ejemplo, en función del
máximo mínimo técnico constatado de los proveedores del servicio.
La posición de los sujetos ha sido claramente contraria a la imposición a nivel
nacional de un valor máximo de bloque indivisible. El principal argumento
esgrimido es que tal imposición pondría en desventaja a unos proveedores frente
a otros que compiten en la misma plataforma, por lo que consideran que, en su
caso, se debería fijar un valor común en el marco de aplicación de la plataforma.
Sin embargo, esta posibilidad ya fue en su momento ampliamente debatida a
nivel europeo, tanto en el ámbito de la elaboración del marco para la plataforma
RR como el futuro marco para la plataforma mFRR. En ambos casos se decidió
finalmente no establecer un máximo común, ante la imposibilidad de llegar a
acuerdo sobre el valor de dicho parámetro, permitiéndose no obstante fijar, en
su caso, máximos nacionales: se consideró que la justificación de los bloques
indivisibles sólo tiene sentido bajo una perspectiva técnica, dependiendo por
tanto del valor óptimo de las características de las instalaciones que proveen el
servicio en cada región.
Otros sujetos argumentan que si algún proveedor utilizara los bloques
indivisibles para llevar a cabo arbitrajes indeseados en el mercado el propio
mercado se regularía. A este respecto, teniendo en cuenta la experiencia en el
servicio de reserva adicional a subir, no se puede concluir que el propio mercado
sea capaz de regularlo.
Teniendo en cuenta el resultado de la consulta pública, considerando que no
puede anticiparse el comportamiento de los proveedores del servicio RR, dado
que se trata de un nuevo producto con características en las ofertas distintas de
las utilizadas hasta hoy en los mercados de balance españoles, esta Sala
considera adecuado iniciar la puesta en marcha de este servicio de acuerdo con
la propuesta de REE, no estableciendo un tamaño máximo de bloque indivisible.
No obstante, lo anterior debe entenderse sin perjuicio de que la CNMC, al igual
que otros reguladores europeos, considera que la indivisibilidad de la oferta sólo
tiene justificación desde un punto de vista técnico, a fin de favorecer la
participación de ciertas tecnologías en los servicios de balance (demanda,
bombeos, tecnologías mixtas, etc.), con el consiguiente beneficio para la
competencia. Pero, por otra parte, no se considera deseable la utilización de
bloques indivisibles con fines puramente económicos, como herramienta para
alterar el resultado de los mercados. Aunque algunos sujetos defienden que la
indivisibilidad permitirá incrementar la eficiencia económica, no se ha
demostrado que sus ventajas en términos de reducción de costes vayan a
superar el perjuicio derivado de una posible alteración del despacho.
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Por esta razón, la CNMC llevará un seguimiento ex-post de los impactos de este
tipo de ofertas, para lo que se incluye una solicitud de información específica al
operador del sistema en el P.O.3.3. Derivado de esta labor de supervisión de los
mercados, podría revisarse en el futuro la decisión de no fijar un tamaño máximo
a las ofertas indivisibles si se considerase oportuno.
2.4.2. Sobre el uso por el TSO de necesidades elásticas
Otra cuestión abordada por varios sujetos es la utilización por los TSOs de
necesidades elásticas en sus requerimientos de energía de balance a las
plataformas. Al igual que en el ámbito de la consulta pública de las Condiciones
relativas al balance, los sujetos solicitan a esta Comisión que no permita a REE
la utilización de necesidades elásticas, esto es, requerir a la plataforma RR
volúmenes de energía con un precio asociado. Se prevé esta posibilidad tanto
en la plataforma RR como en la futura plataforma mFRR.
En caso de permitirse, solicitan los sujetos que los criterios para la utilización de
necesidades elásticas y la determinación de los precios sean incluidos en el
procedimiento de operación correspondiente (en este caso, P.O.3.3), así como
que se publique toda la información disponible sobre su uso y resultados.
A este respecto, se pronunció la CNMC en el ámbito de las Condiciones relativas
al balance
6
. Se autorizó su uso por parte de REE, aunque requiriendo al operador
la inclusión de los criterios para la utilización de requerimientos elásticos y la
determinación de los precios en los procedimientos de operación del sistema.
Esta decisión va en línea con lo que solicitan los sujetos y también con el
compromiso alcanzado a nivel europeo, en el ámbito de la plataforma mFRR, de
que dichos criterios serían incluidos en las Condiciones relativas al balance.
La propuesta de P.O.3.3 que ahora se aprueba, aunque contempla la posibilidad
de que REE envíe requerimientos elásticos a la plataforma RR, no recoge los
criterios para ello, por lo que este operador no podrá utilizar esta herramienta
hasta que los criterios sean establecidos por la CNMC, bien como documento
aparte bien como anexo al mismo P.O.3.3. Para ello, el operador del sistema
presentará una propuesta para aprobación de la CNMC, que deberá ser
sometida a consulta pública, sin perjuicio de que la fórmula utilizada para la
determinación de los precios elásticos pueda ir en anexo confidencial.
6
https://www.cnmc.es/expedientes/dcoorde01218
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2.4.3. Sobre la publicidad de información
Respecto a la publicación de información, dos sujetos solicitan que se incluya un
mayor desglose en la información que se ponga a disposición de los sujetos que
la que prevé el apartado 10 de la propuesta de P.O.3.3, especialmente en lo
relativo al uso de necesidades elásticas por parte del operador del sistema, así
como disponer también de la información que en el apartado 11 se prevé remita
el operador del sistema a la CNMC.
Indicar en primer lugar que los informes que se prevé elabore el operador para
la CNMC pueden incluir datos confidenciales, por lo que, en la medida en que
incluya tal información confidencial, no resultaría procedente ponerlos a
disposición de los sujetos. Por otra parte, el alcance del desglose de la
información que se prevé trasladar a los sujetos, de acuerdo con el apartado 10
de la propuesta, es otra de las cuestiones que a nivel europeo se ha decidido
dejar a criterio nacional. La razón para ello es que algunos reguladores opinan
que dar completa transparencia a cómo un TSO utiliza la elasticidad, tanto los
criterios de aplicación como la fórmula con la que determina el precio, puede
llevar a que los sujetos proveedores del servicio ajusten sus ofertas, utilizando
dicho precio como condición de contorno. A falta de conocer los criterios que
propondrá el operador del sistema, esta Comisión no estima oportuno
incrementar el detalle de la información puesta a disposición de los sujetos en
este momento.
2.4.4. Sobre los criterios para la deshabilitación de proveedores
El artículo 14 de las Condiciones relativas al balance en el sistema eléctrico
peninsular español establece que el operador del sistema retirará temporalmente
la habilitación a una unidad de programación proveedora de servicios de balance
en caso de incumplimiento reiterado en la provisión de servicios de balance al
sistema, o cuando la calidad del servicio no cumpla repetidamente con los
niveles de calidad de respuesta establecidos. Se especifica en ese mismo
artículo que las condiciones de esta deshabilitación temporal se establecerán en
los procedimientos de operación correspondientes.
En el ámbito del trámite de consulta pública de las Condiciones relativas al
balance, algún sujeto solicitó que se incluyera en el texto de las condiciones un
mayor detalle sobre el proceso de deshabilitación. No se estimó entonces
conveniente incrementar el grado de detalle recogido al respecto en las
condiciones. No obstante, sí se considera necesario incluir mayor detalle en el
P.O.3.3 por lo que se ha modificado el apartado 4 de la versión remitida por el
operador del sistema para recoger una descripción del proceso y las causas de
retirada de la habilitación de un proveedor del servicio.
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2.4.5. Sobre la hora límite de recepción de ofertas
El antepenúltimo párrafo del apartado 7 de la propuesta de P.O.3.3 dice lo
siguiente: “La hora límite para que los proveedores del servicio de RR envíen sus
ofertas a los TSOs y la hora límite para el envío de la información a la plataforma
europea de RR por parte de los TSOs son las definidas en los artículos 7 y 8 del
RRIF, respectivamente.”
En el trámite de consulta, dos sujetos han solicitado que se modifique la
redacción, en el sentido de reproducir en el procedimiento los límites horarios
que establece el RRIF, esto es, H-55 y H-40 antes del periodo de activación,
respectivamente. También solicitan que se clarifique la duración del periodo
transitorio durante el cual la hora límite para envío de ofertas por los proveedores
será H-60 en lugar de H-55 (como máximo 12 meses).
Esta Comisión entiende que el texto de los procedimientos de operación ha de
recoger el detalle necesario para la implementación nacional de las
metodologías y plataformas. Si bien se estima oportuno cambiar la redacción
para clarificar que el objeto del párrafo es establecer que las horas límite
aplicadas en el sistema español no serán diferentes de las previstas para el
conjunto de operadores de la plataforma RR, no se estima oportuno reproducir
en el texto nacional las horas exactas previstas en el RRIF con el fin de evitar
conflictos entre las normas en caso de revisión del RRIF.
Respecto al periodo transitorio antes referido, aclarar que su duración se acordó
en el ámbito del IF de la plataforma RR. Comentar por otra parte al respecto, que
esta Comisión considera que hubiera sido más adecuado establecer la hora
límite de envío de ofertas en H-55 desde el inicio de la participación del sistema
español en la plataforma, tal como solicitan los sujetos y como propuso en su
momento REE
7
. No obstante, el criterio final adoptado fue H-60 como solución
transitoria, ya que mientras que unos TSOs y RAs creían que H-55 era factible
desde el inicio, otros TSOs y RAs creían que resultaría demasiado exigente para
el TSO sin aportar demasiado beneficio a los proveedores del servicio,
defendiendo incluso que se mantuviera H-60 como solución definitiva.
2.4.6. Sobre los límites de precio
La tabla anexa a la propuesta de P.O.3.3 indica respecto a los límites al precio
de oferta que “no se establecen límites a los precios, salvo los límites técnicos
correspondientes”, aclarando en nota al margen que “los límites técnicos
7
La propuesta de los TSOs fue permitir que cada TSO pueda establecer una hora límite diferente en su
sistema durante el periodo transitorio. Los TSOs y RAs ibéricos querían H-55 desde el inicio de la operación
de la plataforma.
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corresponden a los formatos de los campos que se establecen en el documento
de intercambios de información entre los sujetos del mercado y el operador del
sistema”.
En el trámite de consulta pública de la propuesta llevado a cabo por la CNMC,
dos sujetos han solicitado que se aclare en el texto del procedimiento si para las
ofertas del producto RR seguirán siendo de aplicación, como límites técnicos al
precio de oferta, los valores utilizados actualmente en el mercado español de
balance eléctrico, esto es, 0 y 9.999 €/MWh.
En lo que respecta a los mercados de balance, el apartado 2 del Artículo 30 del
Reglamento EB establece lo siguiente:
En caso de que los TSOs determinen que son necesarios límites de precios
técnicos para el funcionamiento eficiente del mercado, podrán elaborar
conjuntamente, como parte de la propuesta conforme a lo dispuesto en el
apartado 1, una propuesta relativa a precios máximos y mínimos armonizados
de la energía de balance, incluidos los precios de las ofertas y de liquidación
(clearing price), que se aplicarán en todas las zonas de programación.
En la metodología a la que se refiere el párrafo anterior, denominada
“Methodology for pricing balancing energy and cross-zonal capacity used for the
exchange of balancing energy or operating the imbalance netting process”, que
fue propuesta conjuntamente por todos los TSOs en diciembre de 2018, los
operadores no propusieron límites de precios técnicos, ni para las ofertas ni para
la liquidación. Esta metodología no pudo ser aprobada unánimemente por las
autoridades reguladoras, por lo que en aplicación del artículo 5.7 del Reglamento
EB, se remitió a la agencia ACER en julio de 2019, que dispone de un plazo de
6 meses para su resolución. La Agencia lanzó la metodología a consulta pública
en octubre, incluyendo una consideración sobre que estimaba necesario fijar
límites de precio al objeto de evitar resultados erróneos, para lo que proponía un
valor de ±99.999 €/MWh. Dicha metodología se encuentra pendiente de
aprobación por parte de ACER a la fecha de elaboración de esta resolución.
De la lectura del artículo 30.2 del Reglamento EB, arriba reproducido, se
desprende que, una vez establecidos unos límites técnicos de precio en la
metodología antes mencionada, dichos límites han de ser aplicados en todas las
áreas de operación, tanto para las ofertas como para la liquidación. Esto debe
entenderse que aplica a todos los productos de balance en el ámbito de dicha
metodología, lo que incluye las reservas de sustitución (RR).
De acuerdo con lo anterior, se modifica la redacción del anexo del P.O.3.3 para
aclarar que los límites técnicos a los que refiere el operador del sistema español
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coincidirán con los valores armonizados que, en su caso, se establezcan de
acuerdo con lo previsto en el artículo 30.2 del Reglamento EB.
2.5. Consideraciones sobre la propuesta de P.O.7.2
2.5.1. Sobre el valor mínimo del umbral de mala respuesta
La propuesta de modificación del P.O.7.2 prevé reducir el valor mínimo del
umbral de mala respuesta (K4) de 5 MW a 1 MW. Este cambio no está
relacionado con la entrada en las plataformas RR e IN, sino que procede de una
propuesta anterior de revisión del P.O.7.2, que fue sometida a consulta pública
por el operador del sistema en el mes de septiembre de 2018, con el objeto de
mejorar el servicio de regulación secundaria.
Al respecto, se han recibido comentarios tanto en el trámite de consulta pública
de los procedimientos de operación como en el ámbito de la consulta pública de
las Condiciones relativas al balance, ambos llevados a cabo por la CNMC. En
ese ámbito, concretamente en el documento explicativo que acompañaba a la
propuesta de condiciones, el operador del sistema vinculaba, e incluso
condicionaba, la reducción del tamaño mínimo de las zonas de regulación en las
Condiciones con la reducción del valor mínimo del umbral de mala respuesta en
el P.O.7.2.
El umbral de mala respuesta se utiliza para evaluar la prestación del servicio de
regulación secundaria. Para ello, se calcula la diferencia entre la potencia que
cada proveedor del servicio (zona de regulación) debe generar en un momento
dado, de acuerdo con el requerimiento que recibe de la Regulación Compartida
Peninsular (RCP) y la que en efecto genera. El servicio se considera cumplido si
el error resultante se mantiene por debajo del valor que sea mayor entre: el 7%
de la banda asignada a la zona, o alternativamente, el umbral de mala respuesta.
Este umbral de mala respuesta es actualmente 5 MW y se propone bajarlo a 1
MW en la propuesta del operador del sistema del P.O.7.2.
Reducir el tamaño mínimo de las zonas de regulación conlleva el incremento de
los proveedores del servicio y, con ello, de la competencia, lo que repercute
positivamente en el coste del servicio. Sin embargo, también conlleva el
incremento de asignaciones de banda de regulación secundaria de un tamaño
menor al actual. Esto aconseja revisar también a la baja el valor del error
permitido, de modo que no se pierda el control sobre la calidad de prestación del
servicio.
En los trámites de consulta pública de las Condiciones relativas al balance y de
la propuesta de procedimientos objeto de esta resolución, se recibieron dos
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comentarios negativos sobre la reducción de 5 a 1 MW del valor mínimo del
umbral de mala respuesta. Otros sujetos se mostraron favorables a dicha
reducción. Los comentarios negativos se centran en que un control más estricto
del cumplimiento del servicio constituirá una barrera de entrada para nuevos
proveedores y, particularmente, para las tecnologías no convencionales. Los
defensores de la propuesta, incluido el operador del sistema, argumentan que
es necesario garantizar la calidad del funcionamiento de la regulación secundaria
y limitar así el desvío global del sistema.
Si bien esta Sala entiende el beneficio que una mayor competencia puede
aportar a los servicios de balance, especialmente en términos de reducción del
coste de provisión del mismo, razón por la que se ha motivado una reducción del
tamaño de las zonas de regulación, el servicio de regulación secundaria ha de
prestarse con una calidad adecuada, lo que requiere un seguimiento correcto de
la respuesta de las zonas de regulación. Permitir un error demasiado grande, en
proporción con el tamaño de las asignaciones de banda, podría facilitar que en
determinados momentos algunos sujetos puedan evitar pagar desvíos,
neteándolos dentro del margen de error de la regulación secundaria. Asimismo,
se permitiría el cobro de un servicio que podrían no estar prestando al sistema,
ya que, aunque su respuesta a los requerimientos del RCP fuese contraria a
éste, no se vería penalizada si esta respuesta estuviese dentro de los márgenes
del error.
Sin perjuicio de que el servicio de regulación secundaria pueda ser revisado en
profundidad en los próximos años, para la adecuación al Reglamento EB y la
implantación de la plataforma PICASSO, se considera adecuada la propuesta
actual de fijar el valor del umbral de mala respuesta en 1 MW.
2.5.2. Sobre la fórmula para determinar el precio de la energía
secundaria
En el trámite de consulta pública de la propuesta llevado a cabo por la CNMC,
algún sujeto ha solicitado que se aproveche la revisión de los procedimientos 7.2
y 14.4 para modificar la metodología vigente para determinar el precio de la
energía de regulación secundaria (sobre la escalera de regulación terciaria), al
objeto de evitar en el futuro episodios anómalos de precio elevado en secundaria,
ante situaciones de escasez de oferta remanente de terciaria. Concretamente,
solicitan que la energía de regulación secundaria sea retribuida al precio de la
terciaria o, en su defecto, al precio del mercado diario.
A este respecto, el Reglamento EB ya prevé una revisión de los mercados de
energía de balance y, en particular, de las metodologías utilizadas para
determinar los precios aplicables a dichas energías, estableciendo reglas
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armonizadas de liquidación, tanto de las energías de balance (artículo 50) como
de los desvíos (artículo 52), y, en particular para el caso de la regulación
secundaria, previendo el uso de escaleras de oferta de energía secundaria
(aFRR), lo que desvinculará su precio del de la escalera de oferta de terciaria
(mFRR).
Por otra parte, si bien esta Sala comparte la preocupación de los sujetos a este
respecto, tras el incidente registrado el pasado 7 de mayo, en el que la energía
secundaria alcanzó un precio de 11.498,85 €/MWh en la hora H21, se considera
que dicho precio no fue tanto el resultado de un modelo de retribución incorrecto
sino de la aplicación de dicho modelo a unas ofertas determinadas existentes en
aquel momento.
En este sentido, cabe recordar que, en el ámbito de la revisión del P.O.14.4, para
su adaptación a la apertura del mercado intradiario continuo a las 15 horas, se
ha eliminado la vinculación entre las ofertas de regulación terciaria y la resolución
de restricciones técnicas en tiempo real, que se constató como una de las causas
que en su momento motivaron el episodio anómalo de precios altos de energía
de regulación secundaria antes mencionado. De este modo, se ha reducido la
probabilidad de que dicho episodio se repita en el futuro.
Teniendo en cuenta todo lo anteriormente expuesto, no se considera oportuno
abordar el cambio solicitado en el ámbito de esta revisión de los procedimientos
de operación. No obstante, dado que la implantación de la plataforma europea
de energía de balance aFRR (PICASSO) requerirá varios años de adaptación y
desarrollos, se requiere al operador del sistema que analice la conveniencia de
mantener la fórmula vigente para determinar el precio de la energía secundaria
hasta que se complete la implantación del Reglamento EB y que, en su caso,
presente una propuesta de modificación en una posterior revisión de los
procedimientos de operación.
2.6. Consideraciones sobre la propuesta de P.O.14.4
Se han recibido pocos comentarios sobre la propuesta de P.O.14.4 en el trámite
de consulta pública. La mayoría de comentarios se refieren a modificaciones del
texto relacionadas con el cambio de la hora de apertura del mercado intradiario
continuo (MIC) a las 15:00 horas, y ya han sido abordados por esta Comisión en
ese ámbito. Otros comentarios de detalle se incorporan, en su caso, en el texto
del procedimiento.
Se ha eliminado del apartado 5.2.1 de la propuesta de P.O.14.4 remitida por el
operador del sistema la posibilidad de modificar el coeficiente de incumplimiento
KI sin revisión del procedimiento, mediante publicación del operador del sistema,
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previa autorización de la CNMC. Siendo este un parámetro cuyo valor afecta de
forma relevante a los sujetos proveedores del servicio de regulación secundaria,
se considera que su revisión requiere, en su caso, un proceso público y
transparente, por lo que la modificación introducida aporta una mayor seguridad
jurídica a los sujetos.
También considera esta Sala que debería revisarse la conveniencia de mantener
la penalización prevista en las obligaciones de pago establecidas para el fallo de
programación de las unidades genéricas (apartado 15 del P.O.14.4). En este
caso, sin embargo, se considera que el cambio requiere un proceso previo de
análisis y consulta. Por tanto, se requiere al operador del sistema que analice la
conveniencia de mantener la penalización, y que presente su valoración, junto
con una propuesta de revisión del texto, en una posterior revisión del P.O.14.4.
Por último, el P.O.14.4 incluye cambios adicionales, necesarios para dar
cumplimiento a cambios normativos recientemente aprobados por la Sala de
Supervisión Regulatoria de la CNMC. Por una parte, se incorpora al cálculo del
desvío de los comercializadores los excedentes del autoconsumo con
compensación simplificada, conforme a lo dispuesto la Resolución SSR de 7 de
noviembre de 2019 por la que aprueba la adaptación del procedimiento de
operación 14.8 “sujeto de liquidación de las instalaciones de producción y de las
instalaciones de autoconsumo” y del procedimiento de operación 14.4 “derechos
de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema” al Real
Decreto 244/2019
8
. Por otra parte, se incorporan los cambios necesarios para el
cálculo del desvío de los sujetos de liquidación en dos posiciones, conforme a lo
dispuesto en las Condiciones relativas al balance, aprobadas mediante
Resolución SSR de 11 de diciembre de 2019, de la Comisión Nacional de los
Mercados y la Competencia.
2.7. Consideraciones sobre la propuesta de P.O.14.6
No se han recibido comentarios sobre la propuesta de P.O.14.6 en el trámite de
consulta pública. Tampoco esta Comisión encuentra inconveniente al texto
propuesto.
Vistos los citados antecedentes de hecho y fundamentos de derecho, la Sala de
Supervisión Regulatoria de la CNMC,
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https://www.cnmc.es/sites/default/files/2763665_0.pdf
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RESUELVE
PRIMERO. Aprobar los procedimientos de operación, siguientes, que se anexan
a la presente Resolución: el procedimiento de operación 3.1 (Programación de
la generación), el procedimiento de operación 3.3 (Activación de energías de
balance procedentes del producto de reserva de sustitución), el procedimiento
de operación 7.2 (Regulación secundaria), el procedimiento de operación 14.4
(Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del
sistema), y el procedimiento de operación 14.6 (Liquidación de intercambios
internacionales no realizados por Sujetos del Mercado).
SEGUNDO. Los procedimientos de operación 3.1 y 3.3, así como la modificación
de los apartados 8.4 y 9 del procedimiento de operación 14.4, que ahora se
aprueban, producirán efectos desde la fecha de inicio de la utilización en el
sistema eléctrico español de la plataforma RR (TERRE). Dicha fecha será
publicada por REE en su página web.
TERCERO. El mismo día en el que produzca efectos el procedimiento de
operación 3.3, quedará sin efecto el Anexo III, Procedimiento de intercambio de
energías transfronterizas de balance (BALIT), del Acuerdo de la CNMC, de 6 de
junio de 2018, por el que se aprueban las especificaciones y procedimientos de
desarrollo de la metodología de subastas regionales intradiarias entre España y
Portugal.
CUARTO. Los procedimientos de operación 7.2, 14.6 y 14.4, que ahora se
aprueban, con las salvedades previstas en los apartados SEGUNDO, QUINTO
y SEXTO de esta Resolución al respecto del procedimiento de operación 14.4,
producirán efectos en la fecha de inicio de la utilización en el sistema eléctrico
español de la plataforma IN (IGCC). Dicha fecha será publicada por REE en su
página web.
QUINTO. Lo previsto en el P.O.14.4 al respecto del cálculo de las dos posiciones
del desvío (apartado 14.5) producirá efectos a los 30 días de la publicación en el
Boletín Oficial del Estado de las Condiciones relativas al balance aprobadas
mediante Resolución de 11 de diciembre de 2019.
SEXTO. Lo previsto en el P.O.14.4 al respecto del cálculo del desvío relativo a
las instalaciones con autoconsumo (apartado 14.4.2) producirá efectos desde el
momento en que entren en vigor las modificaciones de los procedimientos de los
P.O.s 1 (SENP), 2.2 (SENP), 3.1 (SENP), 3.7 (SENP), 9 (SENP), 10.1, 10.2,
10.4, 10.5, 10.6, 10.7, 10.11, 15.1 y 15.2, necesarias para su adaptación al Real
Decreto 244/2019, de 5 de abril.
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SÉPTIMO. Se requiere al operador del sistema que analice la conveniencia de
mantener la penalización prevista en las obligaciones de pago establecidas para
el fallo de programación de las unidades genéricas (apartado 15 del P.O.14.4),
y que presente su valoración, junto con una propuesta de revisión del texto, en
una posterior revisión del P.O.14.4.
OCTAVO. Se requiere al operador del sistema que analice la conveniencia de
mantener la fórmula vigente para determinar el precio de la energía secundaria
hasta que se complete la implantación del Reglamento EB y que, en su caso,
presente una propuesta de modificación en una posterior revisión de los
procedimientos de operación.
Comuníquese esta Resolución a Red Eléctrica de España, S.A.U., publíquese,
de forma íntegra, en la página web de la CNMC y, en versión extractada, en el
Boletín Oficial del Estado, de conformidad con lo establecido a este respecto en