compradores y vendedores. o Previsión de consumo: Electricidad (incl. Autoconsumo) y Gas. o CONSULTORÍA: o En Electricidad y Gas. o Estrategia, precios, comercial, coberturas, liquidaciones, garantías, etc. o SOFTWARE: o NeuroPool: Primer software en Iberia habilitado por OMIE. o Neuro360 (Switching, Facturación, CRM y Áreas de Cliente y Agentes). o Backoffice. [email protected]
producción incurrido por las tecnologías fósiles marginales, que tiene como efecto una reducción equivalente a dicho ajuste en las ofertas que dichas tecnologías realizan en el mercado, sobre las siguientes instalaciones de producción en territorio peninsular dadas de alta en el día en que se produce la casación del Mercado Diario (MD): o Ciclos combinados de gas natural. o Carbón. o Cogeneraciones sin régimen retributivo. Sólo recibirán ajuste por la energía vendida a mercado o en servicios de ajuste (SSAA) y no por la declarada, en su caso, por bilateral con entrega física. NO ES UN TOPE
único para todas ellas, se establece como la diferencia entre un precio de referencia del gas, y el precio efectivo del mercado spot de gas natural en cada día. La fórmula de cálculo de la cuantía unitaria diaria de ajuste (Yi), en €/MWh: ❑ PGN → Precio del Gas Natural, en €/MWh: Precio medio ponderado de todas las transacciones en productos Diarios (D+1, D+2…) y Fin de Semana (si aplica) con entrega al día siguiente en MIBGAS. ❑ PRGN → Precio de Referencia del Gas Natural, en €/MWh. Empezará en 40 €/MWh. Desde el día 1 del mes 7 inclusive irá subiendo 5 €/MWh con respecto al valor PRGN del mes natural anterior. Si PGN < PRGN → Yi = 0 €/MWh. MIBGAS facilitará a OM y OS el PGN del día D antes de las 9:45 del día D-1. OM publicará Yi a las 10h. MIBGAS ≠ PGN
y Servicios de Ajuste – SSAA): 1. Las instalaciones susceptibles de percibir el ajuste ofertarán con su mejor previsión de producción internalizando la cuantía unitaria del ajuste en sus ofertas a OMIE (diario e intras: subastas y continuo). 2. También internalizarán el ajuste en las ofertas a SSAA (Restricciones técnicas y energía de balance). La manipulación, alteración o desviación injustificada de las ofertas de venta, que internalicen un precio del gas distinto del establecido, tendrán la consideración de infracción muy grave de la LSE. • OMIE realizará la liquidación del mecanismo de ajuste por diario, intras y bilaterales. • REE por SSAA y regularizará la liquidación de OMIE a las UAQDQ en base a medida en barras de central. Las UADQ (sin contar almacenamiento, bombeos y SSAA) que se beneficien asumirán el coste.
de 2022 para la casación del mercado diario del 15 de junio (Orden TED/517/2022). o Entre junio y diciembre de 2022: PRGN = 40 €/MWh o Enero 2023: PRGN = 45 €/MWh. o Febrero 2023: PRGN = 50 €/MWh. o Marzo 2023: PRGN = 55 €/MWh. o Abril 2023: PRGN = 60 €/MWh. o Mayo 2023: PRGN = 65 €/MWh. El mecanismo de ajuste resultará de aplicación durante 12 meses, no más allá del 31 de mayo de 2023.
instalaciones de producción (PDBC + energía neta en intradiarios, sin bilaterales) y lo repartirá entre las UADQ en proporción a su programa horario final (considerando la energía programada por bilateral) y descontando la parte exenta → AJOM. 2. REE liquidará la diferencia entre obligaciones de pago y derechos de cobro (reducción de producción en SSAA) de las instalaciones de producción con ajuste, teniendo en cuenta incumplimientos de asignación, se repartirá entre las UADQ en proporción a su medida en Barras de Central (BC) → MAJ3. 3. REE liquidará, adicionalmente, la diferencia entre la liquidación a las UADQ realizada por OMIE según su programa y la que correspondería según su medida en BC → AJOS. Exclusión del pago del ajuste a la energía de UADQ con coberturas, salvo a la liquidación del punto 2.
del ajuste (salvo la parte de SSAA de REE) por aquella parte de su energía sujeta a instrumentos de cobertura a plazo: • Firmados (y registrados) con anterioridad al 26 de abril (comparecencia Ministros portugués y español). • Declaración Responsable y Plantilla 1 (Anexo II) de maduración en coberturas, con instrumentos físicos o financieros registrados en Cámara o comunicados por REMIT o EMIR. • Plantillas 2 y 3 (Anexo II) de contratos de suministro a precio fjo, con una estimación de energía asociada, para verticalmente integrados. Las renovaciones, revisiones de precio o prórrogas de los instrumentos de cobertura de fecha anterior o posterior, pero que se produzcan con posterioridad al 26 de abril, no podrán emplearse. En contratos con indexación parcial, quedaría excluida la parte de la energía no indexada.
energía de cada UADQ exenta. ➢ Cuando se trate de representación en nombre propio ante OMIE, se presenta lo de los representados en un único documento por país. En nombre ajeno, corresponde a los representados. Distribución de los volúmenes de energía exentos entre las UADQ por parte de OMIE: I. Se desagregarán entre todas las horas de manera lineal, truncando la cifra a MWh con un decimal. II. Si un mismo AM cuenta con varias UADQ, la energía horaria será distribuida entre las UADQ en proporción al volumen de energía asociado a cada UADQ, truncando la cifra a MWh con un decimal. III. La energía horaria será tenida en cuenta en el proceso de reparto del coste del ajuste, restándola a la energía programada correspondiente a la UADQ, hasta alcanzar un valor mínimo nulo.
UADQ pertinentes: ❑ IMPAJ (h,d): coste o ingreso total en la hora h del día d asociado a la liquidación del ajuste realizada por OMIE. ❑ DCAJ(up,h,d): derecho de cobro del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de venta up. ❑ OPAJ(up,h,d): obligación de pago del vendedor por la energía correspondiente a la unidad de venta up. ❑ RENTAFR(h,d): renta de congestión.
renta de congestión en el MD en la interconexión Francia-España asignada al sistema español, descontados los costes horarios de remuneraciones de derechos de transmisión de largo plazo. • Ingresos adicionales correspondientes a las rentas de congestión netas procedentes de las subastas mensuales de capacidad con Francia respecto al mismo mes del año anterior, que se celebren con posterioridad a la entrada en vigor del mecanismo de ajuste, prorrateados entre todos periodos de los días del mes natural siguiente. Entendemos que únicamente una renta de congestión muy elevada con un reducido derecho de cobro de las instalaciones de producción con derecho de ajuste podría provocar un ingreso para las UADQ.
pago cuando el término IMPAJ (h,d) sea mayor que cero: ❑ EUA(ua,h,d,z): energía de la UADQ ua situada en la zona de precio z en el último PHF. ❑ EEXU(ua,h,d,z): energía asignada a la UADQ exenta del pago del mecanismo de ajuste. ❑ EEXA(ag,h,d,z): energía exenta del pago del coste del mecanismo correspondiente al agente ag. ❑ EEX(ag,z,m): energía declarada exenta en el mes m al que pertenece el día d. ❑ n: número de horas del mes m al que pertenece el día d.
cobro cuando el término IMPAJ (h,d) sea menor que cero: Entendemos que sólo podría ser IMPAJ (h,d) negativo si: RENTAFR(h,d) > (DCAJ(up,h,d) - OPAJ(up,h,d)). El resultado del reparto de las energías exentas por agente EEXA(ag,h,d,z) y por UADQ EEXU(ua,h,d,z) se truncará a un decimal en todos los casos.
grave la falta de programación por parte de los AM correspondientes a sus UADQ con el objetivo de evitar el coste de la liquidación del mecanismo de ajuste. ➢ El cálculo de la liquidación del mecanismo de ajuste se realiza tras el último PHFC, a las 22:15 aprox. Los resultados se integran en la liquidación diaria junto con las operaciones de MD y MI → Obligaciones de pago. ➢ OMIE requerirá a los agentes titulares de UADQ la formalización de garantías para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de la liquidación del mecanismo de ajuste. ➢ Se calcularán valorando la energía máxima diaria de compra que no esté exenta, a un precio de riesgo de ajuste y se añadirán impuestos y cuotas aplicables. En caso de insuficiencia de garantías para cubrir el requerimiento y obligaciones de pago calculados, los agentes dispondrán de 3 días hábiles para dar cumplimiento. Y NO SE PUEDE COMPRAR
de compra de Lunes S1 a Martes S2 (menos ventas) por el precio del mercado diario estimado. ➢ Previsión de compra Miércoles S2 al precio de oferta al mercado diario. ➢ Previsión de energía no exenta a programar de Lunes S1 a Martes S2. ➢ + Impuestos (IVA e IEE si somos consumidor directo en mercado). ➢ Límite operativo para la negociación en el mercado continuo. ➢ Garantías requeridas por el mecanismo de ajuste (se publican los miércoles sobre las 14h).
pago de la liquidación del ajuste de OMIE, éste procederá a ejecutar las garantías. Si no fueran suficientes, se prorrateará la cantidad adeudada entre las instalaciones de producción objeto del mecanismo de ajuste. ➢ OMIE suspenderá de participación a aquellos titulares de UADQ que incumplan la obligación de pago, así como aquellos que no aporten o mantengan las garantías de pago requeridas. ➢ La suspensión acordada por OMIE será comunicada a REE para que proceda a suspender la participación de las UPR y también suspenderá de participación a aquellos titulares de UADQ que incumplan su obligación de pago de la liquidación de REE. ➢ La suspensión de un comercializador supondrá el traspaso automático provisional de sus clientes al CoR, en tanto se resuelve sobre su inhabilitación.
considerarán almacenamiento (bombeo o baterías), SSAA, unidades genéricas o unidades porfolio de compra. Si se modifica al alza → recálculo. ❑ EEXA(z,d): energía diaria exenta del pago del ajuste en el día de cálculo ‘d’, expresada en MWh. ❑ p: número de periodos de programación del día. Siendo p igual a 24 en programación horaria. ❑ r: resolución del periodo, tomando el valor 1 en resolución horaria. ❑ n: número de días a cubrir por dichos requerimientos. Siendo n igual a 1,5 (Instrucción de OMIE). ❑ PRAJ: precio de riesgo de ajuste, expresado en €/MWh. Se actualizará, cuanto menos, semanalmente.
con otra comercializadora y que no realiza compras adicionales en MD y MI: ➢ No estaban obligados a ser AM y a tener UOF. Seguirían sin estarlo si toda la energía está exenta del pago del ajuste, pero es obligatorio también por la asignación del excedente/déficit del REER (las últimas subastas de renovables celebradas con el Gobierno actual). ➢ Pueden tener declarada la Potencia máxima en 0 MW en OMIE → No tendrían exigencia de garantías por el mecanismo de ajuste. ➢ Pero sí que tendrán obligaciones de pago por el mecanismo de ajuste según su PHFC → Necesidad de disponer de garantías de pago en todo caso. PUEDEN PASAR A REPRESENTACIÓN INDIRECTA
se puede producir en un periodo de programación, al concurrir al mercado toda la energía susceptible de ser retribuida. ❑ Ec: energía mínima de compra no exenta del pago del coste del ajuste, del conjunto de UADQ que se haya producido en un periodo de programación dentro del periodo de cálculo. El periodo de cálculo comprenderá un intervalo de 30 días cerrados, que podrá revisar OMIE.
derecho a percibir el ajuste, expresada en MW. ❑ α: factor de modulación que tomará valores según el precio de referencia del gas (1 hasta 100 inclusive , 0,75 entre 100 y hasta 200 inclusive y 0,5 a partir de 200). ❑ r: resolución del periodo, tomando 1 en resolución horaria. ❑ max(Y): máxima cuantía unitaria del ajuste de costes en los días comprendidos en el periodo de cálculo. ❑ δ: Coeficiente de minoración dependiente de la programación del conjunto de instalaciones con derecho a ajuste, y de la energía máxima de dichas instalaciones en un periodo de entrega.
cociente entre: ❑ Ep: La suma de energía programada en los MD+MI para el día de entrega a todas unidades de venta con derecho a percibir el ajuste de costes en esa hora. ❑ Emax: La suma de la energía máxima horaria de las mismas unidades de venta anteriores. El valor del coeficiente de minoración tendrá un decimal y se redondeará al decimal superior. El OM podrá establecer un valor mínimo para este parámetro por instrucción. LAS GARANTÍAS EN OMIE PUEDEN NO SÓLO NO REDUCIRSE, SINO INCLUSO AUMENTAR (MUCHA GENERACIÓN CON CCGT, ENERGÍA EXENTA Y PRECIO CONTENIDO DEL GAS NATURAL)
con la conformidad previa del Gobierno portugués, se podrá suspender temporal o definitivamente la aplicación del mecanismo regulado en el RDl, cuando así se justifique por circunstancias excepcionales del mercado o por razones de interés general. ➢ Según el valor del combustible y el precio de los derechos de emisión del CO2, se podrá, suspender la aplicación del ajuste a las centrales de carbón. ➢ OMIE definirá el precio de adquisición aplicable a las UADQ que será, para cada periodo de programación, la suma del precio de la casación más la parte proporcional que corresponda a del ajuste a los consumidores. ➢ Los mercados organizados utilizan el precio único (de casación) como subyacente para los derivados de electricidad → Liquidez por los suelos.
por parte de la CE es la reforma del actual PVPC. o Mandato de realizar las modificaciones en su metodología de cálculo, para reducir su volatilidad e incrementar la protección de los consumidores. o Se introducirá una componente de precio basada en una cesta de productos de mercados a plazo –anuales, trimestrales y mensuales– y una componente de precio del MD y MI, que garantice una cierta exposición a la señal de precio de corto plazo. o La nueva fórmula de fijación del coste de la energía del PVPC se aplicaría a principios de 2023. o La medida orientará la estrategia de compra de energía de los CoR, dando más liquidez a los mercados a plazo.
de retribución del RECORE. Ahora se vuelva a revisar para incentivar la exposición de esta energía a los mercados a plazo y satisfacer la demanda de energía que generará el PVPC. o Se incorpora al mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado que será de aplicación para el RECORE del 2023 y posteriores, con referencias a productos de mercados a plazo anuales, trimestrales y mensuales. o Para cada año del semiperiodo regulatorio se establecerán los coeficientes de ponderación de cada uno de los productos a plazo, de forma que sean coherentes con los coeficientes utilizados en el cálculo del PVPC. o Para el 2023 se establecen los valores de los coeficientes de ponderación y se fija el periodo a considerar para calcular el precio medio del futuro anual, para tener e tiempo suficiente para adoptar una estrategia de venta.
en el año “i”, en €/MWh. ❑ Pfanuali: Precio medio del futuro anual con liquidación en el año “i”, en €/MWh. Calculado como la media aritmética de las cotizaciones publicadas por OMIP, en los seis meses anteriores al inicio de su liquidación. Para el año 2023 se considerarán las cotizaciones desde el 1 de octubre de 2022 hasta el 31 de diciembre de 2022. ❑ Pftrimi,k: Precio medio de los futuros trimestrales para el trimestre “k” del año “i”, en €/MWh. Con la media aritmética de las cotizaciones publicadas por OMIP, en los tres meses anteriores al inicio de su liquidación. ❑ Pfmeni,l: Precio medio de los futuros mensuales para el mes “l” del año “i”, en €/MWh. Con la media aritmética de las cotizaciones publicadas por OMIP, en el mes anterior al inicio de su liquidación. ❑ ai, bi, ci,k, di,l: Coeficientes de ponderación, en tanto por uno, para año “i”, trimestre “k” y mes “l”. del año “i”. ❑ Capunti: Coeficiente de apuntamiento real de cada tecnología, para el año “i”. Coeficiente 2022 2023 ai 1 0,75 bi 0 0,15 ci,k 0 0,025 di,l 0 0
la ponderación de los futuros será igual o superior al 50 % y al 75 %, respectivamente. Los valores concretos de los coeficientes serán fijados por Orden antes del 1 de julio del año anterior. ➢ En el caso de las instalaciones de pequeña potencia el valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado se calculará únicamente considerando el precio medio anual del MD y MI para cada año (ai = 1 y el resto = 0). ➢ La CNMC calculará para cada año natural el precio medio anual del MD y MI y el coeficiente de apuntamiento real de cada tecnología y los publicará anualmente antes del 15 de enero del siguiente año. ➢ El mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado se aplica en las actualizaciones de los parámetros retributivos, que se llevan a cabo en cada semiperiodo y periodo. La introducción de precios de mercados a plazo hace necesario retrasar la fecha límite para la actualización de los mismos, al objeto de disponer de la información relativa a los precios de los mercados de futuros utilizados, hasta el 28 de febrero del primer año de cada periodo regulatorio.
octubre de 2022, realizará las modificaciones necesarias en el RECORE. ➢ La modificación del PVPC podrá incorporar el término correspondiente a las subastas de energía inframarginal a que hace referencia el RDl 17/2021, en caso de que se habilite la participación de las CoR. ➢ OMIE comunicará a REE el importe horario del ajuste correspondiente al MD y al MI1 antes de las 19h CET, para el PVPC. ➢ REE calculará, a su vez, el importe horario del ajuste correspondiente a las RRTT. El valor del coste correspondiente a otros costes asociados al suministro, OCh del RD 216/2014, incorporará, adicionalmente un valor EDCGASh, correspondiente con la cuantía relativa al pago o cobro de los comercializadores por la liquidación del mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista.
Anexo I del Real Decreto 738/2015, de TNP, se considerará el componente del mecanismo de ajuste incluido en el precio medio final diario del mercado peninsular de los comercializadores y consumidores directos publicado por REE. En el cálculo del precio PpeninD se descontará esta componente del mecanismo de ajuste, que incluye tanto la correspondiente a OMIE como la de REE. ➢ Para el cálculo del precio de los CoR en TNP, no se descontará del precio horario final peninsular de adquisición de energía de los CoR que adquieren su energía en el mercado de producción peninsular el coste del mecanismo de ajuste (ya que es un precio indexado). ➢ El coste del ajuste establecido en el Artículo 7 no se descontará del total de los ingresos obtenidos en el despacho procedentes de la demanda. No se paga el ajuste en Mercado Libre en TNP pero sí en PVPC y sí en Península
➢ El mercado cae en picado los días 26-28 de abril. ➢ Unos días después, el mercado recupera, hasta que se filtra el BOE (13 de mayo). ➢ Finales de mayo, principio de junio el mercado sube por el retraso en la aprobación. ➢ Desde la entrada del ajuste sube por el gas (no es un tope al uso).
es que los fijos firmados con anterioridad al 26 de abril no se vean afectados por el coste del ajuste. Si bien, esto sólo queda específicamente claro para las comercializadoras verticalmente integradas. El resto de comercializadoras pueden beneficiarse de la exención si tienen coberturas. Es muy discutible que la aparición de los nuevos costes pudiera considerarse un cambio en los conceptos sujetos a regulación y las comercializadoras que daban precios, lo hacían con un entorno de futuros más elevado. ➢ Entre el 26 de abril y la publicación del BOE (14 de mayo), parece evidente que el coste del mecanismo se puede trasladar a los consumidores como cambio en los conceptos regulados, sin derecho a rescisión. ➢ Desde el 15 de mayo sería necesario que los contratos establecieran, de forma concreta (y especialmente en el caso de los precios fijos), qué va a hacer la comercializadora con el coste del mecanismo de ajuste, con el hándicap de que es un valor cuyo riesgo no se puede cubrir. En caso contrario → Modificación del contrato (1 M)
específica en la factura, se incluirá la liquidación del mecanismo de ajuste, de conformidad con el artículo 7 del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, como energía asociada a unidades de adquisición que no cuentan con instrumentos de cobertura, siguiendo la siguiente fórmula, según: La suma de los costes horarios de la energía asociada con la liquidación del mecanismo de ajuste por parte del Operador del Mercado -AJOM-, la asociada con la liquidación del mecanismo de ajuste por parte del Operador del Sistema -AJOS-, así como la propia liquidación del mecanismo sobre los servicios de ajuste del Operador del Sistema -MAJ3-, los coeficientes horarios de pérdidas -PERD- por elevación a barras de central, según la tarifa (Circular 3/2020 CNMC) y una tasa -TOVP- del 1,5%, sin perjuicio de todos los costes que legalmente se añadan o modifiquen: Importe_Ajuste = Energía_horaria * [(AJOM + AJOS + MAJ3) * (1 + PERD)] * [1 + TOVP/(1-TOVP)]
> Precio final medio > Precio horario de ajuste a los consumidores en mercado. Datos provisionales a las 14h para el D+1. Definitivos sobre las 22h día D. ➢ SIOM > Liquidaciones > Mecanismo de ajuste > Importe agregado de la liquidación del ajuste de los costes de producción de energía eléctrica, dividiendo el Importe ajuste unidades de adquisición entre el Total energía unidades de adquisición. ➢ En REE sólo aparece el valor calculado para el PVPC como indicador o en los ficheros relacionados con el pvpc (por ejemplo, pvpcdata del liquicomun), que no es exactamente el mismo. ➢ En algunos ficheros del liquicomun de REE (compodem) está apareciendo info, pero con datos erróneos.
➢ No existe ahora mismo en ningún fichero del liquicomun en REE. ➢ Es posible que no se publique hasta la liquidación intermedia provisional, con medidas de demanda. ➢ Ahora mismo debería ser negativo (sistema mayoritariamente a subir). MAJ3: ➢ En REE (pública o privada) liquicomun > compodem, grcos___, prmajadq.
las rentas de congestión a Francia. Es una forma de “vender” nuestra capacidad de GNL a Europa más allá de la interconexión gasista. Si en Portugal hay más energía exenta, se les transfiere parte del beneficio (el mecanismo reparte todo el coste Ibérico entre la suma de energía no exenta de ambos países). El objetivo del nuevo sistema tarifario se ha difuminado totalmente (rebajas de cargos, aumento de la compensación en horas valle…). No hay instrumento para cubrir el riesgo del coste del mecanismo de ajuste. Incertidumbre total: Precio del gas y cantidad de energía exenta. El mecanismo y la regulación desincentivan la producción hidroeléctrica y de ciertas cogeneraciones, así como el bombeo y fomenta la producción con carbón y gas (más ciclos con peores eficiencias). En días con huecos térmicos bajos, podríamos pasar a tener gas en el mercado y que el precio fuera superior al que habría sido. Espada de Damocles con las garantías y liquidaciones en OMIE. La bajada del Pool hará necesario un aumento en las primas a las renovables. Más tensión en MI/MIC y servicios de ajuste en momentos de alto hueco térmico. Reducción de la liquidez en el MIC. Aumento de emisiones de CO2. Intervención → Imagen para inversiones. Incentivo a contratar PVPC. Más carga para sistemas. Más dudas para los consumidores.
protege especialmente de grandes subidas del precio de la electricidad en caso de que la cotización del gas se vuelva a disparar en esos días en los que hay muy poco hueco térmico. ✓ Se siguen atajando (parcialmente) los Windfall Profits. ✓ Sirve de punta de lanza como replanteamiento del sistema marginalista. ✓ La energía exenta, en la actualidad, no es tan alta como cabría esperar. Ahora mismo estimamos unos 16 GWh por hora exentos en el sistema Ibérico (España + Portugal). Esta cifra irá evolucionando, presumiblemente a la baja, aunque podría repuntar el 1 de enero de 2023.
desde el 1 de abril de 2022 con la nueva Metodología ISH. No se salvan (y quizá se ven más perjudicados que los comercializadores independientes) ni los grandes representantes independientes de productores. ➢ El precio medio del desvío publicado por REE es insuficiente dado el gran peso relativo de las eléctricas tradicionales, con posición única. Una comercializadora independiente está pagando > 2-4 veces su valor. ➢ Los costes de adquisición a la demanda (servicios de ajuste) están disparados. Sobre los mismos no hay cobertura posible y típicamente se internalizan en precios fijos. Resulta clave tener un buen sistema de previsión de demanda, reducir el desvío y situar el error en el lado más favorable del sistema (subir/bajar) y trasladar estos incrementos al pricing de tarifas a clientes. AL MENOS EL COMPONENTE EXD (Saldo Desvíos) SE DEBERÍA VOLVER MÁS NEGATIVO EN C3
gran impacto en las diferencias entre liquidaciones con medidas de demanda y el C2 → Solicitud de Liquidación Potestativa ➢ El pobre desempeño de algunas distribuidoras con el envío de medidas para el cierre intermedio de medidas (M+3 → C3) está provocando altos porcentajes P3PF, ajenos a la responsabilidad de la comercializadora. Esta circunstancia podría empeorar cuando se adelante un mes el envío de medidas. ➢ Garantías intramensuales para todos, en propuesta de cambio para aligerarlas. Seguimiento diario en propuesta de cambio para descontar las garantías adicionales. ➢ Circunstancias extrañas al unificar las garantías adicionales con producción. ➢ Futuras garantías dinámicas.
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