Códigos de red europeos

A nivel europeo, los códigos de red son normas jurídicamente vinculantes adoptadas por la Comisión Europea.

Los códigos de red (CdR) europeos y su implementación en España

Los CdR europeos constituyen un conjunto de reglamentos adoptados por la Unión Europea, a través de un proceso de Comitología, para una vez ser publicados resultar de aplicación directa, aunque no en todos los casos inmediata, en los Estados Miembros de la UE.

La necesidad de redacción de los CdR europeos fue identificada durante el desarrollo del 3er paquete legislativo para la constitución de un mercado interno de gas y electricidad de la Unión Europea. Dicha legislación establecía funciones específicas para la redacción de los CdR para las siguientes entidades: la Comisión Europea (CE) para iniciar el desarrollo y adoptar los CdR, la Agencia para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) para desarrollar las guías marco y recomendar la adopción de los CdR a la CE; y a la Asociación europea de transportistas y operadores del sistema (ENTSOE) para elaborar borradores de los CdR.

Tal como queda definido en la Regulación EC Nº714/2009, los CdR europeos contribuyen a la armonización, integración y eficiencia del mercado eléctrico europeo. Cada CdR es una pieza fundamental hacia la competitividad del mercado interno de la energía, y hacia el logro de los objetivos de la UE en dicha materia.

Los CdR europeos cubren tres áreas principales que se detallan a continuación. No obstante, para ampliar información, se puede visitar la siguiente página web: https://www.entsoe.eu/major-projects/network-code-development/Pages/default.aspx

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Existen tres Códigos de Red de Conexión (CRC) que establecen requisitos de conexión a las instalaciones de producción de electricidad, instalaciones de consumo y de distribución de energía así como a las instalaciones HVDC (High Voltage Direct Current) que se conecten al sistema eléctrico.

En 2020 se publicaron en el BOE el Real Decreto y Orden Ministerial resultado de la implementación nacional de los CRC. Estos textos normativos parten de las propuestas presentadas por los gestores de red a lo largo de 2018, que fueron discutidas en los grupos de trabajo creados al efecto en el proceso de implementación de los CRC.

Contacto

Las consultas sobre los CdR europeos y su implementación nacional se deben tramitar a través del Portal de Servicios al Cliente de la web de REE (PASOS), al que también se puede acceder desde la web: www.ree.es/clientes y seleccionar Acceso al Portal de servicios.

Adicionalmente, se puede consultar la sección de preguntas frecuentes sobre el procedimiento de puesta en servicio en este enlace, donde existe una sección específica sobre la implementación del código de red de conexión de generadores a la red.

Textos de los códigos de red de conexión europeos

Reglamento 2016/631 de requisitos de conexión de generadores a la red, el cual fue publicado en el Diario Oficial de la Unión Europea (DOUE) el pasado 27 de abril de 2016, por lo que será de aplicación el 27 de abril de 2019 tras un período de transición de tres años.
- Acceder al Reglamento 2016/631
- Corrección de errores de 16/02/2016 del Reglamento 2016/631
Reglamento 2016/1388 por el que se establece un código de red en materia de conexión de la demanda, el cual fue publicado en el DOUE el pasado 18 de agosto de 2016, por lo que será de aplicación el 18 de agosto de 2019 tras un período de transición de tres años.
Reglamento 2016/1447 por el que se establece un código de red sobre requisitos de conexión a la red se sistemas de alta tensión en corriente continua y módulos de parque eléctrico conectados en corriente continua, el cual fue publicado en el DOUE el pasado 8 de septiembre de 2016, por lo que será de aplicación el 8 de septiembre de 2019.

Proceso de implementación nacional

Los tres códigos de red de conexión (CRC) tienen, por diversos motivos, gran impacto para la operación del sistema, la red de transporte y las redes de distribución, así como para las instalaciones de generación, las instalaciones de consumo y sistemas HVDC. Con el fin de desarrollar correctamente el proceso de elaboración del marco legislativo nacional y adoptar en plazo los CRC, así como para asegurar la transparencia y canalizar, focalizar y resolver de forma eficiente las cuestiones de debate sobre definición de requisitos técnicos, Red Eléctrica propuso a Ministerio y CNMC coordinar el proceso, mediante una estructura de tres Grupos de Trabajo para la Implementación de los Códigos de Red de Conexión, según se presentó el 5 de julio de 2016, en sesión extraordinaria del Grupo de Seguimiento de la Planificación, y que se documenta a continuación:

Grupo Coordinador de la Implementación (GCI). Grupo de trabajo de coordinación y definición de requisitos técnicos para abordar cuestiones de afección al gestor de la red de transporte (GRT) y a los gestores de la red de distribución (GRD).
Grupo de Trabajo con Generadores (GTGen). Grupo de trabajo de debate y consulta sobre la definición de requisitos técnicos para abordar cuestiones de afección a los generadores.
Grupo de Trabajo con Consumidores (GTCon). Grupo de trabajo de debate y consulta de definición de requisitos técnicos para abordar cuestiones de afección a los consumidores.

Esquema de Supervisión de la Conformidad para la Conexión

Con el fin de coordinar el proceso de supervisión de la conformidad de los códigos de red de conexión (CRC), así como para asegurar la transparencia y canalizar, focalizar y resolver de forma eficiente las cuestiones de debate sobre definición de procedimientos para la verificación del cumplimiento de los requisitos técnicos para la conexión, se crearon dos grupos de trabajo para la Supervisión de la Conformidad de los Códigos de Red de Conexión (GTSup):

GTSup-Generadores

Grupo de trabajo de supervisión de la conformidad de los requisitos técnicos definidos en el Reglamento 2016/631 para los módulos de generación de electricidad (MGE).

NORMAS TÉCNICAS DE SUPERVISIÓN DE GENERADORES (NTS-GENERADORES)

El 9 de julio de 2021 se publicó la versión 2.1 de la Norma Técnica de Supervisión de Generadores (NTS SEPE) de aplicación al Sistema Eléctrico Peninsular Español:

que permite evaluar la conformidad de los módulos de generación de electricidad a los que es de aplicación la siguiente regulación, resultado de la implementación nacional de los códigos de red de conexión:

Julio 2020: Publicación del “Real Decreto 647/2020”, de 7 de julio, por el que se regulan aspectos necesarios para la implementación de los códigos de red de conexión a determinadas instalaciones eléctricas.
Agosto 2020: Publicación de la “Orden TED 749/2020”, de 16 de julio, por la que se establecen los requisitos técnicos para la conexión a la red necesarios para la implementación de los códigos de red de conexión.

Adicionalmente se publicó la versión 1.1 de la Norma Técnica de Supervisión de Generadores específica para los Sistemas Eléctricos No Peninsulares (NTS SENP), que permite evaluar la conformidad de los módulos de generación de electricidad a los que es de aplicación el Procedimiento de Operación 12.2 SENP conforme a lo establecido en Real Decreto 647/2020.

El esquema de supervisión de la conformidad que establecen ambas NTS queda limitado a la conexión de los MGE para la obtención de la notificación final de operación (FON). Sin embargo, el propietario de la instalación de generación de electricidad se asegurará de que cada MGE sea conforme a los requisitos aplicables durante la vida útil de la instalación.

Acuerdo de condiciones y ajustes de relés en redes radiales a tensión inferior a 66 kV en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.

Al amparo de la normativa estatal vigente sobre requisitos técnicos para la conexión de equipos generadores en los territorios no peninsulares (Procedimiento de Operación 12.2 SENP) y con el objeto de coordinar y compatibilizar los requisitos de estabilidad de tensión y ajustes de protecciones para sobretensiones recogidas en la misma y las necesidades de ajuste de estas protecciones en redes radiales a tensiones inferiores a 66 kV recogidas por EDistribución Redes Digitales en su norma NRZ104, se ha suscrito por parte de Red Eléctrica, en calidad de Operador del Sistema, y EDistribución Redes Digitales, en calidad de gestor de su red en estos territorios, el siguiente acuerdo de 1 de febrero de 2023 donde se exponen el alcance de los ajustes consensuados para las mencionadas protecciones, así como los criterios y condicionantes de aplicación de los mismos:

Publicación acuerdo EDRD REE sobre protecciones por sobretensión senp_re

Contacto: Las consultas sobre las NTS de Generadores se deben tramitar a través del Portal de Servicios al Cliente de la web de REE (PASOS), al que también se puede acceder desde la web: www.ree.es/clientes y seleccionar Acceso al Portal de servicios.

Adicionalmente, se puede consultar la sección de preguntas frecuentes sobre el procedimiento de puesta en servicio en este enlace. En esta sección, en el bloque de preguntas frecuentes relativas a la NTS, se puede encontrar en este enlace una guía para la presentación del informe sobre el requisito de amortiguamiento de oscilaciones (5.9 y 5.10 de la NTS) y el informe del requisito no obligatorio de emulación de inercia (5.6 de la NTS).

GTSup-Consumidores

Grupo de trabajo de supervisión de la conformidad de los requisitos técnicos definidos en el Reglamento 2016/1388.

DOCUMENTO DE EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD DE DEMANDA

El 15 de diciembre de 2020 se publicó el Documento de Evaluación de la Conformidad de Demanda.

Documento de Evaluación de la Conformidad de Demanda

con motivo de la publicación en el BOE del Real Decreto 647/2020 y Orden TED 749/2020 resultado de la implementación nacional de los códigos de red de conexión.

Contacto: Las consultas sobre el Documento de Evaluación de la Conformidad de Demanda se deben tramitar a través del Portal de Servicios al Cliente de la web de REE (PASOS), al que también se puede acceder desde la web: www.ree.es/es/clientes y seleccionar Acceso al Portal de servicios.

Con la creciente interconectividad entre los sistemas eléctricos de los diferentes países europeos y las diferentes prácticas individuales de cada TSO para asegurar la seguridad del sistema y garantía de suministro en tiempo real, se establecen un conjunto de reglamentos constituyendo una directriz común para la operación de estos sistemas.

Los Códigos de Red de Operación del Sistema establecen las reglas y procedimientos para la gestión de la red de transporte así como para la operación del sistema en situaciones de emergencia y reposición del servicio. Las dos normativas de operación del sistema son:

Reglamento (UE) 2017/1485 por el que se establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad (GL SO por sus siglas en inglés), el cual fue publicado en el Diario Oficial de la Unión Europea (DOUE) el 25 de agosto de 2017 y entró en vigor el 14 de septiembre de 2017. Se ha publicado tanto la versión en inglés como en español. Para más información sobre la GL SO pulse aquí.
Reglamento (UE) 2017/2196 por el que se establece un código de red relativo a emergencia y reposición del servicio (NC ER por sus siglas en inglés), el cual fue publicado en el Diario Oficial de la Unión Europea (DOUE) el 28 de noviembre de 2017 y entró en vigor el 18 de diciembre de 2016. Se ha publicado tanto la versión en inglés como en español. Para más información sobre el NC ER pulse aquí.

GL SO

Esta directriz tiene como objetivo el establecimiento de las bases para la gestión de la red de transporte y la operación del sistema. La GL SO cubre tres grandes áreas:

Seguridad de la operación (Operational Security)
Programación de la operación (Operational Planning)
Control frecuencia-potencia (Load-Frequency control and reserves)

De acuerdo con el artículo 8 de la GL SO, el Operador del Sistema, como responsable del establecimiento de las condiciones o metodologías, las publicará en esta página tras su aprobación por parte de las autoridades reguladoras competentes o, si no se exigiera dicha aprobación, tras su establecimiento, salvo cuando dicha información se considere confidencial de conformidad con el artículo 12 de la GL SO.

CONDICIONES O METODOLOGÍAS YA APROBADAS Y PUBLICADAS DE CONFORMIDAD CON LA GL SO

Propuesta de la metodología de modelo de red común para los horizontes temporales anual, diario e intradiario en aplicación de los artículos 67(1) y 70 de la GL SO. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 12 de julio de 2018.
Propuesta modificada de bloques de control frecuencia-potencia para el área síncrona de Europa continental, de acuerdo con el artículo 141(2) de la GL SO. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 6 de septiembre de 2018.
Propuesta de los requisitos organizativos, funciones y responsabilidades en relación con el intercambio de datos sobre la seguridad de la operación en aplicación del artículo 40(6) de la GL SO. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 23 de enero de 2019. Documento soporte sobre los requisitos organizativos, funciones y responsabilidades en relación con el intercambio de datos.
Propuesta de reglas de dimensionamiento de reserva para la contención de la frecuencia, de acuerdo con el Artículo 153(2) del Reglamento (UE) 2017/1485. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 4 de abril de 2019.
Propuesta de límites de intercambio y reparto de reservas para la recuperación de la frecuencia entre áreas síncronas, de acuerdo con los Artículos 176(1) y 177(1) del Reglamento (UE) 2017/1485. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 4 de abril de 2019.
Propuesta de límites de intercambio y reparto de reservas de sustitución entre áreas síncronas, de acuerdo con los Artículos 178(1) y 179(1) del Reglamento (UE) 2017/1485. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 4 de abril de 2019.
Propuesta de los supuestos y la metodología para realizar el análisis de costes y beneficios, a fin de evaluar el período de tiempo durante el cual las unidades o grupos proveedores de RCF con reservorios de energía limitados deberán mantenerse disponibles durante el estado de alerta en aplicación del artículo 156(11) de la GL SO. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 4 de abril de 2019. Documento soporte sobre la propuesta de los supuestos y la metodología para realizar el análisis de costes y beneficios.
Propuesta de metodología para coordinar los análisis de seguridad de la operación (CSAM), en aplicación del artículo 75 de la GL SO, y propuesta de metodología para evaluar la relevancia de los activos para la coordinación de indisponibilidades (RAOCM), en aplicación del artículo 84 de la GL SO. Tanto el documento referente a la primera propuesta, como el documento referente a la segunda propuesta, han sido aprobados por ACER, con fecha 19 de junio de 2019. Con fecha 14 de junio de 2021, ACER ha publicado su decisión a la enmienda presentada por todos los TSO sobre los artículos 21 y 27 de la metodología para coordinar los análisis de seguridad de la operación (CSAM). Con fecha 13 de mayo de 2024, ACER ha publicado una segunda enmienda a la metodología CSAM que modifica los artículos 6, 7 y 42 de la misma.
Propuesta de metodología y condiciones incluidas en los acuerdos operativos de bloque de Control Frecuencia Potencia en el sistema eléctrico peninsular español, en aplicación del artículo 6(3) e. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 10 de octubre de 2019.
Especificaciones para la implementación nacional de la metodología prevista en el artículo 40.6 de la SO GL, aprobadas por la CNMC con fecha 13 de noviembre de 2019 y publicadas en su página web y en el BOE.
Disposiciones comunes para la coordinación regional de la seguridad en la operación en la región suroeste (SWE) de acuerdo con el artículo 76 de la SO GL – ROSC, aprobadas por la CNMC con fecha 10 de diciembre de 2020 y publicadas en su página web.
Propuesta de todos los TSOs de Europa Continental relativo a las Propiedades Adicionales de las Reservas de Contención de Frecuencia de acuerdo con el artículo 154(2) del Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión Europea de 2 de agosto de 2017 por el que se establece una directriz sobre la gestión de la Red de Transporte de electricidad. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 4 de marzo de 2021.
Propuesta de todos los TSO de Europa Continental de metodología de dimensionamiento probabilístico de Reservas de Contención de Frecuencia (FCR) de acuerdo con el Artículo 153(2) del Reglamento (UE) 2017/1485. Este documento y su anexo técnico ha sido aprobado por la CNMC con fecha 23 de enero de 2025.

CONDICIONES O METODOLOGÍAS ENVIADAS PARA APROBACIÓN DE CONFORMIDAD CON LA GL SO

Propuesta del Operador del Sistema, en coordinación con los gestores de la red de distribución y usuarios significativos de red, de aplicabilidad y alcance del intercambio de datos en el sistema eléctrico peninsular español, de acuerdo con el Artículo 40(5) de la GL SO. Esta propuesta, junto con un informe justificativo y aclaratorio de la misma y los comentarios recibidos en la consulta pública analizados, ha sido enviada al Ministerio para la Transición Ecológica para su aprobación, con fecha 14 de marzo de 2019.
Propuesta del Operador del Sistema de los Criterios Generales de Protección del Sistema Eléctrico Español que establece los criterios que definen el nivel de equipamiento protectivo de las instalaciones para minimizar las repercusiones que pueden ocasionar las diferentes perturbaciones que se producen en el sistema eléctrico de acuerdo con el Artículo 36 (2). Esta propuesta, junto con un informe justificativo de la misma y los comentarios recibidos en la consulta pública analizados, ha sido enviada a la CNMC para su aprobación el día 27 de junio de 2024.

NC ER

A los efectos de salvaguardar la seguridad de la operación, impedir la propagación o el deterioro de un incidente para evitar una perturbación generalizada, así como a fin de permitir la reposición rápida y eficaz del sistema eléctrico después de un estado de emergencia o blackout, este código de red determina los requisitos relativos a los siguientes puntos:

a. la gestión por parte de los TSOs de los estados de emergencia, blackout y reposición;

b. la coordinación de la operación del sistema en toda la Unión en los estados de emergencia, blackout y reposición;

c. las simulaciones y pruebas;

d. las herramientas y equipos necesarios para garantizar una reposición fiable, eficaz y rápida.

El reglamento se compone de los siguientes capítulos:

Disposiciones generales
Plan de emergencia (Plan de defensa)
Plan de reposición
Interacciones del mercado
Intercambio de información y comunicación, herramientas y equipos
Conformidad y evaluación (Pruebas y revisión de los planes)
Implementación

DOCUMENTOS APROBADOS POR LA AUTORIDAD REGULADORA

Propuesta de «Normas para la suspensión y el restablecimiento de las actividades del mercado» y «Normas de liquidación de desvíos y liquidación de energías de balance en caso de suspensión de las actividades del mercado», de acuerdo con el artículo 4, apartado 2, letras e) y f) del NC ER. El P.O.3.9 “Suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado” incluye ambas normas y ha sido aprobado por la CNMC con fecha 10 de diciembre de 2020.

DOCUMENTOS ENVIADOS A LA AUTORIDAD REGULADORA PERTINENTE PARA SU APROBACIÓN DE CONFORMIDAD CON EL NC ER

Propuesta del Operador del Sistema de «Términos y condiciones para ejercer de proveedor de servicios en emergencia», de acuerdo con el artículo 4, apartado 2, letra a) del NC ER. Esta propuesta ha sido enviada a la DGPEM para su aprobación con fecha 18 de diciembre de 2018.
Propuesta del Operador del Sistema de «Términos y condiciones para ejercer de proveedor de servicios de reposición», de acuerdo con el artículo 4, apartado 2, letra b) del NC ER. Esta propuesta ha sido enviada a la CNMC para su aprobación con fecha 18 de diciembre de 2018.
Propuesta del Operador del Sistema de «Normas para la suspensión y el restablecimiento de las actividades del mercado» y «Normas de liquidación de desvíos y liquidación de energías de balance en caso de suspensión de las actividades del mercado», de acuerdo con el artículo 4, apartado 2, letras e) y f) del NC ER. Esta propuesta ha sido enviada a la CNMC para su aprobación con fecha 18 de diciembre de 2018.

CONSULTA PÚBLICA DE LAS PROPUESTAS DEL OS POR LA IMPLEMENTACIÓN DEL NC ER

Propuesta del Operador del Sistema del «Plan de Pruebas».

Sientan las bases para la creación del mercado interior de la electricidad en el ámbito del cálculo y la asignación de capacidad en los horizontes de largo plazo, diario e intradiario y en el funcionamiento de los mercados de balance eléctrico.

Dentro de los Códigos de Red y Directrices europeos, se encuentran las Directrices de Mercados, las cuales sientan las bases para la creación del Mercado Interior de la Electricidad en el ámbito del cálculo y la asignación de capacidad en los horizontes de largo plazo, diario e intradiario y en el funcionamiento de los mercados de balance eléctrico. Las tres Directrices de Mercados son:

Reglamento (UE) 2015/1222 por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones (GL CACM por sus siglas en inglés), el cual fue publicado en el Diario Oficial de la Unión Europea (DOUE) el 25 de julio de 2015 y entró en vigor el 14 de agosto de 2015. Se ha publicado tanto la versión en inglés como en español. Para más información sobre la GL CACM pulse aquí.
Reglamento (UE) 2016/1719 por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad a plazo (GL FCA por sus siglas en inglés), el cual fue publicado en el Diario Oficial de la Unión Europea (DOUE) el 27 de septiembre de 2016 y entró en vigor el 17 de octubre de 2016. Se ha publicado tanto la versión en inglés como en español. Para más información sobre la GL FCA pulse aquí.
Reglamento (UE) 2017/2195 por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico (GL EB por sus siglas en inglés), el cual fue publicado en el Diario Oficial de la Unión Europea (DOUE) el 28 de noviembre de 2017 y entró en vigor el 18 de diciembre de 2017. Se ha publicado tanto la versión en inglés como en español. Para más información sobre la GL EB pulse aquí.

GL CACM

Esta directriz europea sobre la asignación de capacidad y la gestión de congestiones establece el marco normativo europeo aplicable en el ámbito de los mercados diario e intradiario del Mercado Interior de la Energía (MIE o IEM por sus siglas en inglés).

De acuerdo con el artículo 9 de la GL CACM, el Operador del Sistema publicará en esta página tras su aprobación por parte de las autoridades reguladoras las condiciones o metodologías derivadas de esta normativa de las que es responsable o bien, si no se exigiera dicha aprobación, después de su establecimiento, salvo en aquellos casos en que dicha información se considere confidencial de conformidad con el artículo 13 de la GL CACM.

CONDICIONES O METODOLOGÍAS YA APROBADAS Y PUBLICADAS DE CONFORMIDAD CON LA GL CACM

Artículo 15. Regiones de cálculo de capacidad. Este documento ha sido aprobado por ACER con fecha 19 de marzo de 2024.
Artículo 16. Metodología de provisión de datos de generación y de consumo. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 10 de enero de 2017.
Artículo 17. Metodología del modelo de red común. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 18 de mayo de 2017.
Artículo 21. Metodología de cálculo de capacidad de intercambio. Este documento ha sido aprobado por parte de todas las entidades reguladoras de la región SWE con fecha 18 de enero de 2022.
Artículo 35. Redespacho e intercambio compensatorio coordinados. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 24 de mayo de 2019.
Artículo 43. Metodología de cálculo de los intercambios programados derivados del acoplamiento único diario. Este documento ha sido aprobado por ACER con fecha 30 de mayo de 2023.
Artículo 44. Establecimiento de procedimientos de contingencia. Estos documentos (DA Fallback Procedures in SWE region for day- ahead market coupling, Shadow Allocation Rules) han sido aprobados por parte de todas las entidades reguladoras de la región SWE con fecha 16 de marzo de 2022.
Artículo 55. Fijación de precios de la capacidad intradiaria. Este documento ha sido aprobado por ACER con fecha 24 de enero de 2019.
Artículo 56. Metodología para calcular los intercambios programados derivados del acoplamiento único intradiario. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 14 de marzo de 2019
Artículo 59. Funcionamiento del acoplamiento único intradiario. Este documento ha sido aprobado por ACER con fecha 24 de abril de 2018.
Artículo 63. Subastas regionales complementarias. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 13 de abril de 2018.
Artículo 69. Propuesta de plazo de firmeza diaria. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 8 de junio de 2017.
Artículo 73. Metodología para la distribución de las rentas de congestión. Este documento ha sido aprobado por ACER con fecha 21 de diciembre de 2023.
Artículo 74. Metodología de reparto de los costes de redespacho e intercambio compensatorio. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 24 de mayo de 2019.

OTRAS METODOLOGÍAS REGIONALES PUEDEN ENCONTRARSE EN EL SIGUIENTE ENLACE.

GL FCA

Esta directriz europea establece el marco normativo europeo aplicable a la asignación de capacidad de intercambio a largo plazo en el ámbito del Mercado Interior de la Energía (MIE o IEM por sus siglas en inglés).

De acuerdo al artículo 4 de la GL FCA, el Operador del Sistema publicará en esta página tras su aprobación por parte de las autoridades reguladoras las condiciones o metodologías derivadas de esta normativa de las que es responsable o bien, si no se exigiera dicha aprobación, después de su establecimiento, salvo en aquellos casos en que dicha información se considere confidencial de conformidad con el artículo 7 de la GL FCA.

CONDICIONES O METODOLOGÍAS YA APROBADAS Y PUBLICADAS DE CONFORMIDAD CON LA GL FCA

Artículo 10. Metodología de cálculo de la capacidad. Este documento ha sido ha sido aprobado por la CNMC con fecha 10 de marzo de 2020.
Artículo 16. Metodología de subdivisión de la capacidad interzonal a largo plazo. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 10 de marzo de 2020.
Artículo 17. Metodología de provisión de datos de generación y de carga. Este documento ha sido aprobado por las autoridades reguladoras europeas el 23 de octubre de 2017 a través de Foro de Reguladores Europeos y el 27 de febrero de 2018 por la CNMC.
Artículo 18. Metodología del modelo de red común. Este documento ha sido aprobado por las autoridades reguladoras europeas el 12 de julio de 2018.
Artículo 31. Diseño regional de los derechos de transmisión a largo plazo. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 17 de octubre de 2017.
Artículo 36. Disposiciones generales para la nominación de derechos físicos de transmisión. Este documento ha sido aprobado por la CNMC el 20 de septiembre de 2018.
Artículo 49 y 59. Requisitos funcionales y Coste de establecimiento, elaboración y funcionamiento de la plataforma única de asignación. Este documento ha sido aprobado por ACER el 22 de marzo de 2023.
Artículo 51. Introducción de normas de asignación armonizadas. Este documento ha sido aprobado por ACER con fecha 22 de diciembre de 2023.
Artículo 52. Requisitos de las normas de asignación armonizadas. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 28 de noviembre de 2018.
Artículo 57. Metodología de distribución de las rentas de congestión. Este documento ha sido aprobado por ACER con fecha 22 de marzo de 2023.
Artículo 61. Coste de la garantía de firmeza y remuneración de los derechos de transmisión a largo plazo. Este documento ha sido aprobado por ACER con fecha 22 de marzo de 2023.

OTRAS METODOLOGÍAS REGIONALES PUEDEN ENCONTRARSE EN EL SIGUIENTE ENLACE.

GL EB

Esta directriz europea sobre balance eléctrico establece el marco normativo europeo aplicable en el ámbito del intercambio y activación de servicios de balance del Mercado Interior de la Energía (MIE o IEM por sus siglas en inglés). La GL EB establece los principios y normas comunes para el desarrollo, implantación, operación y monitorización de las plataformas europeas para el intercambio de servicios de balance, así como los principios de contratación y liquidación de dichos servicios:

Energía y reservas para la contención de la frecuencia (Frequency Containment Reserves, (FCR)), que corresponde, en la terminología europea, con el servicio de regulación primaria.
Energía y reservas automáticas para la recuperación de la frecuencia (Automatic Frequency Restoration Reserve (aFRR)), que corresponde, en la terminología europea, con el servicio de regulación secundaria. En el caso del intercambio de energía de balance aFRR, a través de la plataforma europea PICASSO (Platform for the International Coordination of Automated Frequency restoration and Stable System Operation) e IGCC (International Grid Control Operation) para el proceso de compensación de desequilibrios (Imbalance Netting (IN)).
Energía y reservas manuales para la recuperación de la frecuencia (Manually Activated Restoration Reserve (mFRR)), que corresponde, en la terminología europea, con el servicio de regulación terciaria. En el caso del intercambio de energía de balance mFRR, a través de la plataforma europea MARI (Manually Activated Reserves Initiative).
Energías y reservas de sustitución (Replacement Reserves (RR)). En el caso del intercambio de energía de balance RR, a través de la plataforma europea TERRE (Trans-European Replacement Reserves Exchange).

De acuerdo con el artículo 7 de la EB GL, el Operador del Sistema publicará en esta página tras su aprobación por parte de las autoridades reguladoras las condiciones o metodologías derivadas de esta normativa de las que es responsable o bien, si no se exigiera dicha aprobación, después de su establecimiento, salvo en aquellos casos en que dicha información se considere confidencial de conformidad con el artículo 11 de la EB GL.

CONDICIONES O METODOLOGÍAS YA APROBADAS Y PUBLICADAS DE CONFORMIDAD CON LA GL EB

Artículo 18. Condiciones relativas al balance para los Proveedores de Servicios de Balance (BSP) y los Sujetos de Liquidación Responsables del Balance (BRP). Este documento ha sido aprobado por la CNMC y publicado en el BOE con fecha 06 de junio de 2024.
Artículo 19. Marco de Implantación de la plataforma europea de intercambio de energías de balance procedentes de reservas de sustitución (RR). Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 23 de marzo de 2023.
Artículo 20. Marco de Implantación de la plataforma europea de intercambio de energías de balance procedentes de reservas de recuperación de la frecuencia de activación manual (mFRR). Este documento ha sido aprobado por ACER con fecha 30 de septiembre de 2022.
Artículo 21. Marco de Implantación de la plataforma europea de intercambio de energías de balance procedentes de reservas de recuperación de la frecuencia de activación automática (aFRR). Este documento ha sido aprobado por ACER con fecha 30 de septiembre de 2022.
Artículo 22. Marco de Implantación de la plataforma europea para el proceso de compensación de desequilibrios (IN). Este documento ha sido aprobado por ACER con fecha 30 de septiembre de 2022.
Artículo 25. Metodología para una lista de productos estándar de reserva de balance para las reservas de recuperación de la frecuencia y las reservas de sustitución. Este documento ha sido aprobado por ACER con fecha 17 de junio de 2020.
Artículo 29. Metodología para la clasificación de las finalidades de activación de las ofertas de energía de balance. Este documento ha sido aprobado por ACER con fecha 15 de julio de 2020.
Artículo 30. Metodología para la fijación del precio de las energías de balance y de la capacidad de intercambio en el horizonte de balance. Este documento ha sido aprobado por ACER con fecha 25 de febrero de 2022.
Artículo 37. Metodología para el cálculo de capacidad en región SWE en horizonte de balance. Este documento ha sido aprobado por la CNMC con fecha 29 de junio de 2023.
Artículo 38 y 40. Metodología de armonización de los procesos de intercambio y reparto de capacidad interzonal de balance. Este documento ha sido aprobado por ACER con fecha 19 de julio de 2023.
Artículo 50. Normas comunes de liquidación aplicables a todos los intercambios de energía intencionados. Este documento ha sido aprobado por ACER con fecha 15 de julio 2020.
Artículo 50 y 51. Normas comunes de liquidación aplicables a los intercambios de energía intencionados derivados del proceso de contención de frecuencia y rampas de variación de potencia (CCFR) así como a los intercambios no intencionados (CCU). Estos documentos han sido aprobados por la CNMC con fecha 3 de junio de 2020.
Artículo 52. Metodología para la armonización de las características principales de la liquidación de los desvíos (ISPH). Estos documentos han sido aprobados por ACER con fecha 15 de julio de 2020.

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