BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Jueves 6 de junio de 2024

Sec. III. Pág. 66289

– En el anexo II, conforme a lo establecido en el apartado 13.5 de las condiciones
relativas al balance, se define y especifica la formación del programa en tiempo
real (PTR) de cada proveedor. Se trata del programa instantáneo de potencia activa
obtenido a partir de la suma de los programas de las unidades de un proveedor en los
mercados previos al servicio de regulación secundaria, perfilado en potencia según las
reglas recogidas en este anexo. Dichas reglas de perfilado contemplan transiciones
linealizadas en los cambios de programa en cada periodo de programación cuartohorario
que corresponden con las transiciones linealizadas comprometidas en las
interconexiones internacionales. El PTR es la metodología propuesta para medir en
tiempo real la cantidad precisa de energía de regulación secundaria entregada por los
proveedores del servicio, que se calcula como diferencia entre la potencia total
entregada y el PTR.
– En el anexo III se recoge la descripción técnica del sistema de regulación
secundaria (SRS), que sustituye a la regulación compartida peninsular (RCP). Entre
otros aspectos, se describe la integración de las señales de corrección de Picasso, junto
con la de IGCC para el nuevo servicio de regulación secundaria. Se define el programa
de respaldo en tiempo real (PTRb’), calculado y enviado por los proveedores del servicio
al OS. Por otro lado, se presenta la integración de las señales de corrección de Picasso,
junto con la de IGCC para el servicio de regulación secundaria.
– En el anexo IV se mantiene la descripción técnica del sistema de regulación
compartida peninsular (RCP), anteriormente recogida en el anexo II del procedimiento de
operación 7.2, al quedar como sistema transitorio de respaldo. Únicamente se han
introducido los cambios mínimos necesarios para adaptarla a la separación de los
mercados de reserva a subir y a bajar, sin necesidad de modificar los algoritmos de
control, y la metodología de liquidación cuando se utilice este mecanismo. Se propone
efectuar un reparto del requerimiento global de regulación entre los BSP en función de
las cuotas de mercado de regulación casados el día previo, asimilando su participación
en los dos mercados independientes de reserva a subir y a bajar en un único coeficiente
de banda de regulación secundaria.
– Por último, el P.O. 7.2 incluye un anexo V, de carácter confidencial, en el que se
establecen las tolerancias al incremento del precio marginal de la reserva secundaria
previstas en el apartado 5.3 del procedimiento.
El P.O. 7.3 Regulación terciaria, tiene por objeto reglamentar el servicio de
regulación terciaria del sistema eléctrico peninsular español, correspondiente a la
activación local de reservas de regulación manual. En la propuesta, se propone realizar
los siguientes cambios:
– Se ha adaptado la redacción general para incluir el mercado europeo de mFRR
gestionado en la plataforma común Mari. En este sentido, se plantean dos fases:
• Tras la entrada en vigor del P.O. 7.3 se implantarían los horarios de programación
europeos con la actualización de los tiempos de activación (FAT) de 15 minutos
a 12,5 minutos según se contempla en el Implementation Framework para el producto mFRR.
• En fecha posterior, comunicada por Red Eléctrica de acuerdo con la CNMC, se
realizaría la conexión a la plataforma de balance Mari y la ampliación de la tipología de
ofertas posibles.
– El apartado 4, Activación de energías de balance correspondientes al producto de
reservas de regulación terciaria (producto mFRR), es nuevo y describe el proceso
europeo para la activación de regulación terciaria.
– En el apartado 5 se ha eliminado texto por haberse incluido en la nueva versión del
documento «Condiciones relativas al balance».
– El apartado 7, Producto mFRR estándar para el intercambio de energías de
balance entre sistemas eléctricos, es nuevo y análogo al correspondiente del P.O. 3.3.

cve: BOE-A-2024-11535
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Núm. 137