Expertos en Tecnología Apasionados por la Energía El mercado cuartohorario de electricidad 27.02.2025

Neuro Energía o COMERCIALIZADORAS (POWER y GAS): Asesoría (inicio de actividad, operaciones, gestión, estrategia, legal, futuros, proyección de garantías, etc.). Optimizadores - Gestión en mercado a éxito. Neuro360 (Compra, contratación, switching, facturación, ERP/CRM/BI, etc.). Backoffice completo. o PRODUCTORES y BESS: Asesoría. Optimizadores - Gestión en mercado a éxito. Servicios de ajuste. Neuropool. Backoffice para representantes. Centro de Control o COMUNIDADES ENERGÉTICAS SmartCEL – Gestor de Comunidades Energéticas o DISTRIBUIDORES NeuroPhi – Software de gestión completo para distribuidores (Switching, facturación, medidas, informes, rutas, etc.) o FORMACIÓN info@neuroenergia.com

ACENEL o Única Asociación que representa a las comercializadoras indepedendientes de electricidad (NO Gas, NO petróleo, NO IBEX 35, NO representación). o La mayor asociación de comercializadoras por número de socios (40). o Representación ante AAPP: Reuniones periódicas con Ministerio y CNMC. o Elaboración de propuestas normativas, consultas y alegaciones. o Análisis y resumen de cualquier norma o propuesta con incidencia en el negocio. o Participación activa y difusión a los socios de comités y grupos de trabajo: CAM, CTSOSEI, Cambio de Comercializador CNMC, Seguimiento de Medidas de REE, etc. o Punto de encuentro y de puesta en común entre los socios. Negociación colectiva. o Eventos con ponentes e invitados de interés. info@acenel.es

ÍNDICE 1. Antecedentes y Hoja de Ruta 2. Cálculo del Desvío 3. Medidas 4. OMIE 5. Previsiones y Operación en Mercado 6. Novedades Neuroenergía

ANTECEDENTES Y HOJA DE RUTA

Antecedentes Ya tenemos: ● Previsiones del OS en Qh (demanda, eólica, solar…) y Programas con resolución Qh (aunque para los comercializadores todos los Qh de una hora sean idénticos). ● Servicios de Ajuste Qh (RRTT en TR, RR, Terciaria y Secundaria) – Fase I – RRTT PDBF horario. Liquidación Qh a los BSP (Proveedores de Servicios de Ajuste). Pendiente: ● Paso a ISP (Imbalance Settlement Period): Liquidación del desvío Qh. Dic’24 – Fase I b ● MTU (Market Time Unit) en Qh: Intradiarios y nueva tipología de ofertas al diario – 18/03/2025 – Fase I c ● Procedimientos de Operación de Medidas. A la espera del MITERD – 01/04/2025 – Fase II ● MTU (Market Time Unit) en OMIE a Qh: Diario – 11/06/2025 – Fase III Durante unos meses (desde el paso a ISP y hasta el MTU 15, tendremos desvíos cuartohorarios sin posibilidad de realizar las programaciones de energía cuartohorarias, pero habrá un transitorio – Fase I b y c El transitorio desaparece en la Fase II, aunque no tengamos todavía MD Qh.

Hoja de Ruta Fuente: REE

Hoja de Ruta Fuente: REE ISP15 MTU15 en Intradiarios Se había planteado la posibilidad según la que, si se retrasa el MTU15 más allá de mediados de marzo, se permitiría que los intradiarios se negociasen en Qh en el MIBEL, mientras que el diario seguiría siendo horario. MTU15 en Diario

Transitorio ● Impacto del ISP15 con MTU60: ↑↑↑ volumen de desvíos (mismo Programa Qh, variando la medida, aparecen desvíos contrapuestos en Qh, los cuales se estarían actualmente neteando en el conjunto de la hora). ● La regulación europea impone a los NEMOs la obligación de facilitar a los participantes en el mercado la oportunidad de comerciar con la energía en MTU al menos tan breves como el ISP. Pero los NEMOs no han llegado en plazo. ● Con objeto de paliar el impacto del periodo transitorio ISP15-MTU15 sobre los BRP, REE propuso a la CNMC una solución alternativa → calcular la medida Qh de las UP que no participan en balance dividiendo entre cuatro su medida horaria. ● Varios sujetos solicitan que su aplicación sea dinámica (que no se distinga entre las UP en función de si son proveedoras de servicios de balance, sino en función de la asignación efectiva de dichos servicios en cada periodo de programación) → No es factible con el ámbito de las medidas (su captura y procesamiento en H o Qh depende de la habilitación de una unidad en balance, y no puede adaptarse en función de las asignaciones de mercado) y requeriría un plazo de implementación muy superior al disponible. Esto implica problemas, por ejemplo, en periodo de amanecer y anochecer en UP FV con balance.

CÁLCULO DEL DESVÍO

Cálculo Desvío Medida BC BRP (incl. Vertidos Aut. Comp.) Posición Final BRP (PHFC y cambios de programa) Energías de Balance, SRAD y RRTT TR Desvio BRP Exportación y Adquisición signo negativo Importación y Generación signo positivo a) Desvío a subir, tiene signo positivo, su sentido es de mayor generación o menor consumo □ Precio de cobro desvío a subir (tiende a ser menor que el precio del Mercado Diario). b) Desvío a bajar, tiene signo negativo, su sentido es de menor generación o mayor consumo □ Precio de pago desvío a bajar (tiende a ser mayor que el precio del Mercado Diario).

Cálculo Desvío – Fase I b ● Medida BC BRP MUCQH (medperqh en BC), VERTQH y UPRQH ● UP Balance y SRAD: Medida Qh ● Resto UP: Medida H / 4 ● Pérdidas BC: Qh (inicialmente se estimarán H → Qh) kestimqh, krealqh, perdqhXXXX y clhqhXXXX (coper) seguiremos con kestimado y kreal por TNP. ● Posición final: ● PHFC Qh = PHFC H / 4 phfqh y phfcqh ● Energías de balance, SRAD y RRTT TR en Qh p48, rp48prec y liquiSRS (cierre) Toda la parte de DSV, así como BS3 y RAD3 (sobre el desvío absoluto) pasará a informarse en el reganecuQH

Cálculo BS3 y RAD3 Recordemos que se aplicaban sobre los desvíos en valor absoluto. ● BS3 (€/MWh) = prcfbans → BS3Qh (€/MWh) = imresecqh / (endvBRP+enrepscf) ● RAD3 (€/MWh) = imrad / (endvBRP+enrepscf) → RAD3Qh (€/MWh) = (imrad / 4) / (endvBRP+enrepscf) El PVPC (recordemos: medida de telegestionados horaria) se mantendrá horario. No parece razonable establecer una fórmula de precios que no tenga la misma periodificación. El precio final, por el momento, también. Es decir, seguiremos teniendo CAD horario, con su RT3, RT6, RAD3, BS3, etc. horarios. Si bien, la CNMC valora publicar también un precio final cuartohorario. En TNP las medidas tendrán los mismos criterios que en península, pero las liquidaciones serán totalmente horarias (sin cambios).

Situación DSV y BS3DV+RAD3DV Hasta diciembre de 2024, en el compodem (liquicomun), teníamos: ● DSV: Dato medio nacional (escaso para comercializadoras independientes). ● BS3’ = BS3(reganecu) + BS3DV y RAD3’ = RAD3(reganecu) + RAD3DV Desde diciembre de 2024 (inclusive), DSV no aparece en el compodem y BS3 y RAD3 aparecen sin añadir la parte de desvíos, pero sí que forman parte del Precio Final (CNMC) en el segmento Procesos OS: ● DSV = cdsvbrp * ∑[ABS(endcurqh) + ABS(endcomqh - endcurqh)] / encomcon ● BS3DV = ∑Imresecqh * ∑[ABS(endcurqh) + ABS(endcomqh - endcurqh) + encomcon] / (∑endvBRPqh + encomcon) / encomcon - BS3(compodem) ● RAD3DV = imrad * ∑[ABS(endcurqh) + ABS(endcomqh - endcurqh) + encomcon] / (∑endvBRPqh + encomcon) / encomcon - RAD3(compodem)

MEDIDAS

Contadores Fase II ● No será necesario reemplazar los contadores horarios. A partir del ISP Qh, se deberán instalar contadores Qh a medida que sea necesaria su sustitución (avería, renovación o nuevos puntos de medida). ● La mayor parte de contadores de puntos de medida tipos 1 y 2 y los tipos 3 no telegestionados disponen ya de capacidad de registro simultáneo H y Qh. Los que no, se reconfigurarán para que en la Fase II dispongan de registro de medida Qh. Hasta esa fecha exacta, se leerá sólo la medida Qh y con su integración se obtendrán las medidas horarias. ● Los contadores en sistemas de telegestión (todos los tipos 5 y un considerable porcentaje de tipos 4 y algunos tipos 3) no disponen de capacidad de registro Qh → Aplicación de perfiles (ver diapositiva siguiente). ● No hay alternativa Qh en telegestión ahora mismo → Si participan en servicios de balance, se utilizará la integración de la telemedida de potencia.

Medidas Fase II ● “Perfiles”: Al no existir aún equipos de medida en telegestión con resolución Qh se plantea mantener la lectura y envío de la medida horaria por parte de los encargados de la lectura, y la aplicación de un mecanismo de cálculo de medida Qh por parte del OS en aquellos casos en que sea necesario y a partir de la medida horaria por interpolación lineal (empleando el dato horario de la H-1, H y H+1). ● La interpolación la realizará SIMEL a nivel de UP. ● Para los contadores de puntos tipo 4 y 5 de consumidores que registren medidas cuarto-horarias por disponer de protocolo IEC 870-5-102, será necesario mantener su lectura de medidas horarias para su incorporación en la agregación correspondiente. Para estos casos, no se remitirán las medidas cuarto-horarias a SIMEL. ● En el caso de los Territorios no Peninsulares (TNP), no existen Servicios de Balance, y la programación es horaria (No ISP 15’), aunque a efectos de la medida, las consideraciones serán las mismas en todo el territorio nacional.

300 320 340 360 380 400 420 440 460 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70 73 76 79 82 85 88 91 94 Medida H - QH (kWh) INTERPOLACIÓN

OMIE

Hora Cuarto-hora MWh MW MW MWh 00:00-00:15 0,1 0,1 00:15-00:30 0,1 0 00:30-00:45 0,1 0 00:45-01:00 0,1 0 00:00-01:00 0,1 0,025 OMIE MTU15 ● Resolución Qh (PT15M). ● Potencia (0,1 MW por Qh) y precio en €/MWh. ● Condiciones complejas actuales (sólo venta) → A las siguientes en compra y venta: ● Scalable Complex Order: Ligado a una curva simple permite poner un Volumen Mínimo (MW) por Qh y un valor en € de término fijo. Si se pierde dinero, no se casa nada (se permite casar energía en Qh a pérdidas). ● Simple Block Order: Potencia por Qh puede ser diferente y un valor único de Precio y otro de MAR (%). Si hay ganancia, casa todo el bloque mínimo el % del MAR por Qh (mismo en todas las horas). Se puede usar además de la curva simple. ● Exclusive Group of Blocks Order: Pueden casar varios bloques siempre que la suma de sus MAR sea inferior o igual a 1, aunque OMIE va a establecer que los bloques tienen MAR = 1 y casará el que deje mayor ganancia. Se puede usar además de la curva simple.

OMIE MTU15 ● Hay que tener en cuenta que la información, a priori, se multiplicará por cuatro. Lo que implica el trasiego de más información. ● Por todo lo anterior, OMIE valora la posibilidad de establecer nuevas restricciones a la descarga masiva de información (tiempo mínimo entre peticiones), exigirá pasar una nueva habilitación de aplicativos ya habilitados para el MIC en un escenario de mercado cuartohorario y, posiblemente, podrá exigir la habilitación de aplicativos de acceso por servicios Web. Desde Neuroenergía ya hemos habilitado nuestro Aplicativo en Qh. ● El mecanismo de la Liquidación Potestativa ante REE (mecanismo por el cuál, en las liquidaciones sin medidas de demanda, se emplean los valores de medida de los consumidores tipo 1, 2 y 3), que puede ser usada para contener aumentos excepcionales de GOAs por un alto P3, seguirá siendo horario hasta el 18/03/2025. ● Los horarios de IDAs y rondas del MIC no cambian en cuanto a apertura, cierre y horizonte.

REMIT ● REMIT II: El Reglamento 2024/1106, de 11 de abril de 2024, que modifica el Reglamento 1227/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energía (REMIT), establece en su Artículo 8 la obligación de los participantes de mercado de reportar a ACER las operaciones realizadas en los mercados organizados, siendo estos últimos, a través de entidades que estos designen (RRM), los encargados de efectuar dicho reporte a ACER, si bien la responsabilidad del reporte recae sobre los propios participantes del mercado. ➢ OMIE no permitirá darse de alta como Agente de Mercado a ninguna compañía que no tenga código ACER. ➢ OMIE no permitirá darse de alta como Agente de Mercado a ninguna compañía que no haya suscrito el contrato de reporte REMIT con ellos o con la entidad que designen (salvo situaciones de representación).

PREVISIONES Y OPERACIÓN EN MERCADO

Realización de Previsiones ● Hándicap 1: Medidas en energía Vs Ofertas en potencia. ● Hándicap 2: Tipos 123, puede haber registro H y no Qh. Tipos 45, aunque haya Qh, se usa sólo H. ● Hándicap 3: Todavía hay contadores que ni siquiera tienen registro H → Perfiles (1º) e Interpolación (2º). ● Hándicap 4: Los cálculos vinculados con energías de Autoconsumos, deben ser horarios → Interpolación. ● Hándicap 5: Hay que aplicar pérdidas por elevación a BC en Qh, pero no hay estimaciones de REE. ● Hándicap 6: La cantidad de datos, en muchos casos, se multiplica por 4. ● Hándicap 7: Veremos qué errores nos encontraremos en los procesos de lectura, facturación de peajes y liquidación durante los primeros meses. ● Hándicap 8: Pocos días después de la entrada de la Fase I c, tendremos el cambio de hora. ● Hándicap 9: El riesgo de precio en intradiarios hasta la Fase III → Puede ser una oportunidad.

Previsiones y Operación en Mercados 1. Previsiones Qh de los Tipo123. Los pocos que no dispongan de Qh (ya veremos), se deberá aplicar algún perfil o interpolación. 2. Previsiones H de los Tipo45 (ojo, puede haber tarifas 6.XTD aquí, especialmente las antiguas 3.1A) y luego se aplica interpolación. Perfilado REE de los que no tengan Qh ni H y luego se aplicaría interpolación. 3. Para los autoconsumidores, se debe estimar la energía horaria y luego interpolar. 4. Para Balance (despreciable) y SRAD, importante ajustar en intradiarios desde el 18 de marzo de 2025. Para el resto, podemos esperar al 1 de abril de 2025 (con permiso de las pérdidas en bc). 5. Importante, desde el 1 de abril de 2025, tener una gestión activa en intradiarios para los ajustes Qh. 6. Cuidado con las unidades (MWh Vs MW) y el cambio de hora.

NOVEDADES NEUROENERGÍA

Previsiones y Operación en Mercados Servicio BRP (Grupo de Compra – Apantallamiento de Desvíos): ● A través de un tercero, con Neuroenergía como intermediario. Apantallamiento total entre los adheridos. ● Reducciones estimadas del 30-40% del coste de los desvíos. ● Si se pasa scoring, no hace falta poner garantías → Ventaja de cara a aumentar el ahorro en desvíos con una menor compra sin impacto en GOAs de MEFF, reduciendo así mismo el coste de Retribución de los Operadores. ● Se puede acompañar de un bilateral en OMIE y de la gestión activa en Mercado. NEURODATE ● Webinar periódico con resultados, predicciones y tendencias del mercado.

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