La Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre, por la que se establece el régimen aplicable para la realización de intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica, supuso la adaptación a la normativa española del Reglamento (CE) n.º 1228/2003 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad.

España se encuentra englobada, junto con Portugal y Francia, en la Iniciativa Regional Sudoeste de Electricidad, SWE ERI, y se vienen desarrollando trabajos enfocados a la integración de estos mercados, con la participación de los reguladores, Operadores del Sistema y del mercado y de los sujetos de los tres países.

La Orden ITC/843/2007, de 28 de marzo, por la que se modifica la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre, estableció un proceso de asignación de los derechos físicos de capacidad en la interconexión eléctrica España-Portugal mediante un mecanismo «separación de mercados», conocido en la literatura como «market splitting»que entró en vigor el 1 de julio de 2007.

Este mecanismo de separación de Mercados somete a un riesgo de precios al comercializador de uno de los nodos de la interconexión que deseara vender energía a un cliente final situado en el otro nodo, lo que, en definitiva supone crear una restricción a la actividad de comercialización. Por esta razón se hace necesaria la creación de instrumentos financieros de cobertura del riesgo de precios que permitan al comercializador de un nodo conocer a plazo el precio final al que va a adquirir la energía en el nodo contrario de la interconexión.

En este sentido, la Orden ITC/1549/2009, de 10 de junio, por la que se actualiza el anexo III de la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre, por la que se estableció el régimen aplicable para la realización de intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica, complementó la gestión económica de la interconexión a través de un instrumento financiero en el que actuaba como contraparte exclusivamente las rentas de congestión correspondientes al Sistema Eléctrico español en la mencionada interconexión y que permitía conocer a plazo el precio final al que se adquiere la energía en el nodo portugués.

En el año 2009, por iniciativa de diversos Operadores de Mercado europeos, entre los que se encuentra el Operador del Mercado Ibérico-Polo Español, se lanzó el proyecto PCR (Price Coupling of Regions) con el objeto de armonizar los diversos mercados eléctricos europeos mediante el uso de un algoritmo común de casación.

El Consejo de Reguladores del Mercado Ibérico de Electricidad, el día 28 de noviembre de 2011, refrendó su compromiso de llevar a cabo las actuaciones precisas a fin de que el Mercado Ibérico de Electricidad, o MIBEL, esté en disposición de acoplarse con los mercados de la región Noroeste de Europa (North-West Europe, NWE, que agrupa los mercados de Francia, Bélgica, Países Bajos, Alemania, Luxemburgo, Reino Unido, Noruega, Dinamarca, Suecia y Finlandia).

El Reglamento (CE) n.º 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, regula los procedimientos empleados para asignar la capacidad de intercambio en las interconexiones entre países de la Unión Europea, previendo la coordinación de los mecanismos de asignación entre los Sistemas que unen las interconexiones y permitiendo a los Estados miembros establecer una regulación más detallada de la contenida en el mismo.

En su artículo 6.6, el Reglamento establece que la Red Europea de Gestores de las Redes de Transporte (European Network of Transmission System Operators for Electricity, ENTSO-E) deberá elaborar, entre otros, un código de red sobre asignación de capacidad y gestión de la congestión, que debe ajustarse a la Directriz Marco de ACER, de 29 de julio de 2011, sobre dicha materia. Tanto el código de red sobre normas de asignación de la capacidad y gestión de la congestión, como el código de red de asignación a plazo de la capacidad, que se enmarcan dentro de los desarrollos necesarios para el establecimiento de una plataforma única europea de subastas para la gestión de las interconexiones, están siendo desarrollados.

Tal y como se recoge en el mencionado Reglamento, mientras se progresa hacia el mercado interior de electricidad, la coordinación regional de los mecanismos de asignación de la capacidad de la interconexión deberá ser compatible con dicho progreso. En este periodo transitorio, hasta la aprobación del código de red de asignación a plazo de la capacidad (FCA NC) y la transición a la plataforma única europea de subastas, la gestión de la subasta de los contratos financieros en la interconexión entre España y Portugal, así como la liquidación de los mismos, se realizará a través de la plataforma del mercado de derivados del MIBEL y su Cámara de Contrapartida Central, respectivamente.

En este mismo sentido, en tanto no estén integradas las reglas de la gestión de las interconexiones de España en unas únicas reglas armonizadas a nivel europeo, de acuerdo con el FCA NC, se fijan transitoriamente unas reglas específicas para la gestión de la interconexión con Francia.

Con respecto a Marruecos y Andorra, el mecanismo recogido en esta Circular irá evolucionando en la medida en que se desarrollen mercados en competencia en esos sistemas o bien se alcancen acuerdos para el establecimiento de subastas explícitas de capacidad, siempre respetando lo dispuestos en los códigos de red europeos.

En ese sentido, dado que Andorra se trata de un sistema con un comprador único, se considera como zona de precio integrada en la zona española a los efectos de esta Circular.

Con respecto a Marruecos, el mecanismo previsto trata de forma neutra las transacciones en el mercado y en su caso, los contratos bilaterales en la interconexión, considerándose como una zona de precio en la frontera con el sistema marroquí, diferente de la zona de precios española.

Los aspectos técnicos de la interconexión eléctrica con Portugal ya han sido acordados y regulados en el artículo 8 del Convenio de Santiago entre el Reino de España y la República Portuguesa, y el capítulo II de la presente Circular se ha elaborado de forma coordinada entre la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y su homólogo portugués, en el ámbito del Consejo de Reguladores del MIBEL.

La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, establece en su artículo 11, los principios generales que rigen los intercambios intracomunitarios e internacionales de electricidad.

La Orden IET/107/2014, por la que se revisan los peajes de acceso de energía eléctrica para 2014, establece en su disposición derogatoria única que «Queda derogada la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre, por la que se establece el régimen aplicable para la realización de intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica, salvo el artículo 5, así como cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo establecido en la presente orden».

La Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, determina, en particular en su artículo 7.1.b), que entre las funciones de dicha Comisión estará la de establecer mediante circulares, previo trámite de audiencia y con criterios de eficiencia económica, transparencia, objetividad y no discriminación, la metodología relativa al acceso a las infraestructuras transfronterizas, incluidos los procedimientos para asignar capacidad y gestionar la congestión, de acuerdo con el marco normativo de acceso a las infraestructuras y de funcionamiento del mercado de producción de energía eléctrica y a los criterios que se determinen reglamentariamente.

Asimismo, 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, determina que es también función de dicha Comisión el desarrollo mediante circular de las metodologías relativas a la prestación de servicios de equilibrio entre Sistemas gestionados por distintos Operadores del Sistema, que desde el punto de vista de menor coste, de manera justa y no discriminatoria, proporcionen incentivos adecuados para que los usuarios de la red equilibren su producción y consumo, de acuerdo con el marco normativo para el correcto funcionamiento del Sistema Eléctrico.

En este sentido, el artículo 11 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, define los intercambios intracomunitarios e internacionales de electricidad, estableciendo que los intercambios a corto plazo de energías de balance o de reserva que tengan por objeto el mantenimiento de las condiciones de calidad y seguridad del suministro de energía eléctrica en el Sistema y los intercambios de servicios transfronterizos de ajuste, serán realizados por el Operador del Sistema u otros sujetos del Sistema en los términos que reglamentariamente se establezcan.

La presente Circular recoge los principios aplicables al procedimiento de separación de Mercados así como el mecanismo coordinado de gestión a plazo de la interconexión eléctrica entre España y Portugal. Igualmente recoge los principios aplicables al procedimiento de subastas explícitas para la asignación de capacidad en el horizonte de largo plazo e intradiario, al mecanismo de acoplamiento de los mercados para la resolución de congestiones en el horizonte diario y a los servicios de equilibrio entre Sistemas gestionados por distintos Operadores del Sistema. Por último, se recogen los principios aplicables al mecanismo de resolución de congestiones en las interconexiones internacionales no intracomunitarias.

Por todo lo anterior, previo trámite de audiencia en el Consejo Consultivo de Electricidad, el Pleno del Consejo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, en su reunión de día 12 de marzo de 2014, ha acordado emitir la presente Circular:

CAPÍTULO I

Disposiciones generales

1. Objeto de la Circular.

Constituye el objeto de la presente Circular establecer:

a) La metodología relativa al acceso a las infraestructuras transfronterizas, incluidos los procedimientos para asignar capacidad y gestionar la congestión.

b) La metodología relativa a la prestación de servicios de equilibrio entre Sistemas gestionados por distintos Operadores del Sistema.

2. Ámbito de aplicación.

Esta Circular será de aplicación a:

a) Los productores, comercializadores y consumidores directos en mercado definidos en el artículo 6 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

b) Al Operador del Sistema y al Operador del Mercado en el ámbito de sus competencias.

c) La entidad gestora de las subastas de gestión a plazo de la interconexión entre España y Portugal, OMIP, y la contraparte central responsable de la liquidación, OMIClear.

3. Sujetos habilitados para la realización de intercambios.

Los sujetos a los que se refiere el apartado 2.a) de esta Circular podrán establecer libremente intercambios intracomunitarios e internacionales no intracomunitarios de energía de acuerdo con las condiciones que se establezcan en las disposiciones de desarrollo de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y en la presente Circular.

4. Tratamiento de los intercambios intracomunitarios e internacionales no intracomunitarios e integración en el mercado de producción.

1. Las importaciones intracomunitarias podrán canalizarse a través de cualesquiera de las modalidades de contratación que se autoricen en el desarrollo de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del sector eléctrico.

2. El Gobierno podrá prohibir operaciones de exportación concretas, durante un periodo de tiempo determinado, incluso intracomunitarias, que impliquen un riesgo cierto para la prestación del suministro de energía eléctrica en aplicación del artículo 7.2 y 7.3 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del sector eléctrico.

3. En los procesos de casación de ofertas, aceptación de contratos bilaterales con entrega física y solución de congestiones en las interconexiones internacionales, los programas de intercambio de energía en las interconexiones internacionales por sujeto del mercado estarán expresados en MWh con un máximo de una cifra decimal.

5. Resolución de congestiones en las interconexiones.

1. La resolución de congestiones en las interconexiones intracomunitarias e internacionales no intracomunitarias se llevará a cabo respetando criterios técnicos o de seguridad, sin que pueda existir reserva de capacidad salvo la que se determine por motivos de seguridad del Sistema.

2. Los mecanismos de resolución de congestiones de las interconexiones se regirán por los principios establecidos en los capítulos II a V de esta Circular.

1. El Operador del Sistema podrá gestionar la prestación de servicios de equilibrio entre Sistemas gestionados por distintos Operadores del Sistema, considerando como tales, los intercambios a corto plazo de energías de balance o de reserva de potencia, con el objetivo de salvaguardar las condiciones de calidad y seguridad del suministro de energía eléctrica en el Sistema, y a la reducción de los costes de las energías de balance utilizadas en el Sistema Eléctrico español, con la participación, en su caso, de los sujetos que se determine reglamentariamente, según lo establecido en el artículo 11 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

1. El Operador del Sistema podrá gestionar la prestación de servicios de equilibrio entre Sistemas gestionados por distintos Operadores del Sistema, considerando como tales, los intercambios a corto plazo de energías de balance o de reserva de potencia, con el objetivo de salvaguardar las condiciones de calidad y seguridad del suministro de energía eléctrica en el Sistema, y a la reducción de los costes de las energías de balance utilizadas en el Sistema Eléctrico español, con la participación, en su caso, de los sujetos que se determine reglamentariamente, según lo establecido en el artículo 11 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

2. Los mecanismos de gestión de los servicios de equilibrio en las interconexiones del Sistema Eléctrico español, cumplirán los siguientes principios generales:

a) Serán mecanismos coordinados con los Operadores de los correspondientes Sistemas Eléctricos interconectados, y en su caso con Operadores de otros Sistemas Eléctricos participantes en mecanismos de intercambio de ámbito europeo, y se establecerán bajo criterios de reciprocidad, transparencia y no discriminación entre Sistemas Eléctricos.

b) Se basarán en la utilización de la capacidad de intercambio vacante tras la negociación de los sujetos del mercado en el horizonte intradiario.

c) Los sujetos definidos en el apartado 2.a) de esta Circular continuarán participando como proveedores en los mercados de servicios de ajuste del Sistema Eléctrico en el que la unidad proveedora del servicio está físicamente conectada, servicio que seguirá siendo gestionado por el Operador del Sistema Eléctrico correspondiente.

d) Los intercambios de servicios de equilibrio entre Operadores del Sistema complementarán las energías de balance y de reserva internas, por lo que su consideración en la liquidación del Sistema eléctrico será acorde a la de éstas.

e) Los aspectos relativos a la liquidación de servicios de equilibrio entre Sistemas mediante la actuación coordinada de los Operadores de los Sistemas Eléctricos respectivos, serán recogidos en los contratos que serán suscritos por los Operadores de los Sistemas Eléctricos respectivos, con carácter previo a la posible utilización de estos servicios transfronterizos de balance. El Operador del Sistema Eléctrico español notificará estos contratos al Ministerio de Industria, Energía y Turismo y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

7. Coordinación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia con las autoridades reguladores de los países vecinos.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia llevará a cabo las actuaciones que resulten precisas, en coordinación con los reguladores de los países participantes en los intercambios, para la consecución del adecuado funcionamiento de los criterios y mecanismos previstos en esta Circular.

8. Costes derivados de la aplicación de esta Circular.

Los costes reconocidos en los que incurran el Operador del Sistema y el Operador del Mercado, derivados de la gestión de los mecanismos previstos en esta Circular serán considerados, a los efectos oportunos, en la metodología de retribución de estos operadores a la que hace referencia el artículo 14.11 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.

CAPÍTULO II

Interconexión entre España y Portugal

II.1. Separación de mercados

9. Utilización de la capacidad física en la interconexión entre España y Portugal.

La utilización de la capacidad física de esta interconexión internacional se arbitrará a través de un mecanismo de separación de Mercados, tal y como se dispone en el artículo 8 del Convenio de Santiago.

10. Proceso de separación de Mercados.

El proceso de separación de Mercados respetará los siguientes principios:

1. El Operador del Sistema pondrá a disposición del Operador del Mercado, con una antelación de una semana, la capacidad máxima de importación y exportación con Portugal para cada período de programación del mercado de producción organizado.

2. Antes de cada sesión del Mercado Diario e Intradiario de producción el Operador del Sistema, en coordinación con su homólogo portugués, pondrá a disposición del Operador del Mercado y publicará la información relativa a la capacidad de intercambio disponible en la interconexión en cada uno de los dos sentidos de flujo, importador y exportador, para su consideración en el proceso de casación de ofertas correspondiente.

3. La participación en el proceso de separación de Mercados se articulará mediante la presentación de ofertas de compra y venta de energía en el Mercado Diario e Intradiario de producción. Podrán participar en el proceso de separación de Mercados todos los sujetos autorizados para la compra o venta de energía en el Mercado Diario e Intradiario de producción.

4. El Operador del Mercado tendrá en cuenta a la hora de realizar la casación del Mercado Diario e Intradiario la capacidad comercial disponible para el acoplamiento de mercados, comunicada por el Operador del Sistema de acuerdo con lo establecido en el apartado 10.2, garantizando en todo momento que el saldo neto de programas de intercambio no supere la capacidad prevista en el correspondiente sentido de flujo y período de programación.

5. Las ofertas de compra y de venta de energía que sean programadas en el proceso de separación de Mercados serán liquidadas a los precios marginales que resulten en el Mercado Diario e Intradiario para cada uno de los Sistemas Eléctricos, español y portugués, en el correspondiente período de programación.

6. La liquidación del Mercado de producción tras la aplicación del proceso de separación de Mercados dará lugar a unos ingresos, denominados renta de congestión, iguales en cada hora al producto de la diferencia de precios en valor absoluto de cada Sistema Eléctrico por la capacidad de intercambio efectivamente utilizada en el marco del proceso de separación de Mercados en ese mercado.

7. Si existiese una reducción de capacidad de intercambio con posterioridad a la hora límite establecida para la posible modificación de la capacidad de intercambio antes del proceso de separación de Mercados, la capacidad efectivamente utilizada en los procesos del mercado tendrá la consideración de firme y será garantizada mediante acciones coordinadas de balance, aplicadas por el Operador del Sistema, en coordinación con el Operador del Sistema Eléctrico portugués, utilizando para ello, cuando así sea necesario, los respectivos servicios de ajuste generación-demanda.

11. Gestión económica del proceso de separación de Mercados.

El Operador del Mercado repartirá los ingresos a los que se refiere el apartado 10.6 al 50 % entre los dos Sistemas Eléctricos español y portugués.

II.2. Mecanismo coordinado de gestión a plazo de la interconexión

12. Sujetos habilitados.

Podrán participar en el mecanismo de subasta para la gestión a plazo de la interconexión entre España y Portugal todos los sujetos que cumplan las condiciones de garantías y requisitos formales establecidos en las reglas de la subasta.

13. Descripción del producto.

1. La cobertura financiera del riesgo de precios que se deriva del proceso de separación de Mercados se instrumentará a través de un mecanismo de subasta de contratos basados en las diferencias de precios para cada hora en el mercado diario entre el Sistema Eléctrico español y el Sistema Eléctrico portugués en diferentes horizontes temporales.

2. El nominal de cada contrato será de 1 MW. Habrá dos tipos de contratos objeto de subasta:

Contrato 1: «contrato opción de cobertura para exportación de energía eléctrica de España a Portugal».

Contrato 2: «contrato opción de cobertura para exportación de energía eléctrica de Portugal a España».

14. Mecanismo de asignación de los contratos financieros y determinación del precio.

1. La asignación de contratos financieros se realizará con criterios transparentes, objetivos y no discriminatorios, y mediante mecanismos de mercado.

2. El número de contratos, para cada tipo de contrato y por cada horizonte temporal, ofrecidos por el Sistema Eléctrico español y por el Sistema Eléctrico portugués será asignado a través de un procedimiento de subasta.

3. El procedimiento de subasta consistirá en un sistema de casación de ofertas, que será regulado en las reglas de la subasta, que publicará la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a través de su página web.

4. La subasta para la asignación de los contratos financieros será realizada por la entidad gestora de la subasta designada en la presente Circular, de acuerdo a las reglas establecidas, y será supervisada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en colaboración con el regulador portugués, sin perjuicio de las facultades de supervisión, que en el ejercicio de sus funciones, correspondan a la Comisión Nacional del Mercado de Valores y a la Comissão do Mercado de Valores Mobiliários.

5. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, de forma coordinada con el regulador portugués, aprobará a través de Resolución, que será publicada en la página web de dicha Comisión:

a) La convocatoria de subasta, así como, en su caso, la periodicidad de celebración de la misma.

b) Los horizontes temporales de los contratos negociados, que podrán ser anuales, trimestrales y/o mensuales.

c) El número de contratos de cada tipo ofrecidos por el Sistema Eléctrico español y por el Sistema Eléctrico portugués en cada una de las subastas que se realicen, con el límite máximo de la capacidad de interconexión disponible asignada a dichos Sistemas. A ellos se podrán sumar, en su caso, las ofertas de venta de contratos presentadas por los sujetos participantes, a diferentes niveles de precios, según se establezca en las reglas de la subasta.

d) La fecha de celebración de la subasta.

e) Cualesquiera otros aspectos sobre la subasta.

6. El precio de adjudicación de cada tipo de contrato para cada horizonte temporal subastado será el resultante de aplicar el procedimiento de subasta establecido en las reglas de la misma.

7. Desde el momento del cierre de la subasta, y una vez sea confirmado por parte de la entidad responsable de la supervisión de la subasta, de forma coordinada con su homólogo portugués, en el plazo establecido al efecto, que el proceso se ha realizado de forma transparente, objetiva, competitiva y no discriminatoria, la entidad gestora de la subasta comunicará los resultados globales de la misma (cantidad total adjudicada y el precio resultante de la subasta), a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y a su homólogo portugués, a la Secretaría de Estado de Energía, a los Operadores de los Sistemas Eléctricos español y portugués y a los participantes de la subasta. Asimismo, la entidad gestora de la subasta notificará a cada uno de los adjudicatarios el número de contratos asignados por cada tipo y por cada horizonte temporal.

8. La entidad gestora de la subasta publicará en su página web los resultados globales de la subasta.

9. El resultado de la subasta será vinculante para los adjudicatarios de la misma, tanto compradores como vendedores.

15. Entidad gestora de las subastas, contraparte central y entidad responsable de la liquidación.

1. Se designa al OMI-Polo Portugués (OMIP), como entidad encargada de la organización y gestión de las subastas de los contratos financieros. Asimismo, se designa a OMIClear como contraparte central y entidad responsable de la liquidación de los contratos y del mercado secundario de los mismos.

2. La entidad gestora de la subasta, OMIP, y la Cámara de Contrapartida Central y entidad liquidadora, OMIClear, deben elaborar una propuesta de reglas y de contrato tipo para su aprobación por la Comissão do Mercado de Valores Mobiliários, en el ámbito del marco normativo del MIBEL.

3. Tanto OMIP como OMIClear, serán responsables de la publicación y comunicación a los participantes de toda aquella información relevante de la subasta, tanto antes como durante el proceso de la subasta, así como posteriormente a la celebración de la misma, de acuerdo a lo que se establezca en las reglas de la subasta.

16. Supervisión de las subastas.

1. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia será la entidad supervisora de las subastas de los contratos financieros de forma coordinada con el regulador portugués. A estos efectos, designará a dos representantes que actuarán en nombre de dicha institución, con plenos poderes, en la función de supervisión de la subasta y, especialmente, a los efectos de confirmar que el proceso se ha realizado de forma transparente, objetiva, competitiva y no discriminatoria, y de validación de los resultados, en un plazo no superior a 24 horas desde el cierre de la subasta.

2. Después de cada subasta, la entidad supervisora de la misma elaborará informes sobre su desarrollo y potenciales mejoras.