De acuerdo con la función establecida en el artículo 7.1.b) y 7.1.c) de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la CNMC, la Sala de la Supervisión Regulatoria, en su sesión de 18 de diciembre de 2025, resuelve:
Antecedentes de hecho
Primero.
El modelo de mercado intradiario europeo recogido en el reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión, de 24 de julio de 2015, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones, consiste en la convivencia de tres subastas intradiarias armonizadas a nivel europeo celebradas a las 15:00 y 22:00 del día anterior y 10:00 del día de entrega, junto con un mercado intradiario continuo que arranca tras la primera subasta intradiaria y que cierra su negociación 60 minutos antes de la entrega, consistente con el requerimiento que se venía recogiendo en el artículo 8 del Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo de 5 de junio de 2019 relativo al mercado interior de la electricidad: «los NEMO autorizarán a los participantes en el mercado a comerciar con energía tan cerca del tiempo real como sea posible, y al menos hasta la hora de cierre del mercado interzonal intradiario». Cabe señalar que estos tiempos se detallan en el anexo I de la decisión de ACER que aprueba la «Methodology for pricing intraday cross-zonal capacity».
Segundo.
El Reglamento (UE) 2024/1747, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de junio de 2024, que tiene por objeto la mejora de la configuración del mercado de la electricidad de la Unión, en su artículo 2, apartado 5, introdujo una nueva obligación de acercar la hora de cierre del mercado interzonal intradiario hasta 30 minutos antes del tiempo real. Dicha obligación quedó recogida en el artículo 8 del Reglamento (UE) 2019/943, estableciendo que la implantación de este acercamiento de la hora de cierre del mercado intradiario continuo debe realizarse antes del 1 de enero de 2026. No obstante, el mismo artículo permite a los operadores de sistema europeos, solicitar a las autoridades reguladoras competentes hasta dos excepciones temporales sucesivas para retrasar su implantación. La primera excepción puede extenderse hasta el 1 de enero de 2029, y la segunda consistiría en una ampliación posterior de hasta dos años y medio.
En el apartado 1 bis del mencionado artículo 8, se establece que la solicitud de la primera excepción debe incluir la siguiente información:
a) Una evaluación de impacto que tenga en cuenta las observaciones de los NEMO y participantes en el mercado, que demuestre los efectos negativos de tal medida para la seguridad del suministro en el sistema eléctrico nacional, para la eficiencia en términos de costes –también en relación con las plataformas de balance existentes con arreglo al Reglamento (UE) 2017/2195–, para la integración de la energía renovable y para las emisiones de gases de efecto invernadero.
b) Un plan de acción para acortar la hora de cierre del mercado interzonal intradiario en 30 minutos respecto a la hora real, a más tardar el 1 de enero de 2029.
Tercero.
A tal fin, con fecha 15 de septiembre de 2025, Red Eléctrica remitió por registro electrónico a la CNMC la solicitud de excepción prevista en el artículo 2(5) del Reglamento (UE) 2024/1747, de mejora de la configuración del mercado de la Unión, en materia de acercamiento de la hora de cierre del mercado interzonal intradiario hasta 30 minutos del tiempo real. Dicha solicitud de excepción había sido objeto de consulta pública entre el entre el 20 de junio y el 22 de julio, en la que se recibieron observaciones de los participantes del mercado y del operador del mercado OMIE.
Cuarto.
Con fecha 21 de noviembre de 2025, y de acuerdo con la disposición transitoria décima de la Ley 3/2013, de 4 de junio, se dio trámite de audiencia, enviando al Consejo Consultivo de Electricidad la «Propuesta de resolución por la que se aprueba la excepción prevista en el artículo 2(5) del Reglamento (UE) 2024/1747 en materia del acercamiento de la hora de cierre del mercado interzonal intradiario hasta 30 minutos antes del tiempo real», acompañada del documento justificativo de la solicitud recibido de Red Eléctrica.
Asimismo, en esa misma fecha, en cumplimiento del trámite de información pública, se publicó en la página web de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la citada propuesta de resolución para que los sujetos formularan sus alegaciones en el plazo de diez días hábiles.
Si bien el Reglamento (UE) 2024/1747 no requiere un trámite de audiencia por parte de la autoridad reguladora, se consideró adecuado recabar la opinión de los sujetos afectados. El plazo de audiencia se estableció en diez días hábiles por la conveniencia de resolver antes del 1 de enero de 2026.
Quinto.
Con fecha 21 de noviembre de 2025, se remitió la propuesta de resolución a la Dirección General de Política Energética y Minas, del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, para que pudiera aportar sus comentarios.
Fundamentos de Derecho
Primero. Habilitación competencial para aprobar estos procedimientos.
El apartado 38 del artículo 7 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, modificada por el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas natural, establece que la CNMC debe determinar las reglas de los mercados organizados en su componente normativa, en aquellos aspectos cuya aprobación corresponda a la autoridad reguladora nacional, de conformidad con las normas del derecho comunitario europeo, y que dichas reglas se publicarán en el «Boletín Oficial del Estado».
El apartado 1 bis del artículo 8 del Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad, recoge que a solicitud del gestor de la red de transporte de que se trate, la autoridad reguladora correspondiente podrá conceder hasta el 1 de enero de 2029, una excepción respecto del requisito establecido en el apartado 1, relativa a la obligación de acercar el cierre del mercado interzonal intradiario, al menos hasta 30 minutos antes de la hora de entrega, a partir del 1 de enero de 2026.
Segundo. Síntesis de la solicitud de excepción recibida del operador del sistema.
El operador del sistema solicita a la CNMC que le conceda la excepción temporal prevista en el apartado 1 bis del artículo 8 del Reglamento (UE) 2019/943, en materia de la implantación del acercamiento de la hora de cierre del mercado interzonal intradiario. El argumento principal del operador para sustentar su solicitud es la posibilidad de que el acortamiento a 30 minutos del margen actual de 60 minutos entre el cierre del mercado intradiario continuo y la entrega de la energía pueda afectar negativamente a la seguridad del sistema. Considera por tanto conveniente completar antes los desarrollos en curso y, posteriormente, reevaluar la necesidad de introducir modificaciones adicionales en los servicios de ajuste, una vez que su funcionamiento se haya estabilizado.
En concreto, el operador del sistema considera necesario acometer primero la implantación de 96 cierres de negociación del mercado intradiario continuo, cuya necesidad surge al pasar el período de programación y liquidación a quince minutos. En segundo lugar, plantea llevar a cabo una evaluación y mejora del funcionamiento de los actuales servicios de ajuste del sistema que garantice el adecuado funcionamiento de la operación y seguridad del suministro, en particular, completar la implementación del nuevo servicio de control de tensión y evaluar el desempeño de los mercados de provisión de balance y el proceso de resolución de restricciones técnicas.
Considera además que el acercamiento de la negociación del mercado intradiario continuo debe ir acompañado de una profunda modificación del actual funcionamiento de los procesos de programación de la operación del sistema y de los intercambios de información con el operador del mercado, con el operador del sistema portugués y con los participantes del mercado.
Red Eléctrica destaca que la mayor parte de los operadores de sistema europeos han solicitado ya la primera de las excepciones temporales respecto al cumplimiento de esta obligación contempladas en el citado reglamento. En particular, la han solicitado los operadores de sistema portugués y francés, por lo que, la negociación intradiaria transfronteriza hasta 30 minutos antes de la entrega de energía no podría realizarse desde el sistema eléctrico peninsular español hacia el resto de Europa continental.
La solicitud se acompaña con tres anexos que recogen una evaluación de impacto, un plan de acción para su implementación y los comentarios a la consulta pública realizada por el operador del sistema.
En cuanto al impacto sobre la seguridad en la operación del sistema, Red Eléctrica señala los siguientes efectos del acercamiento del intradiario continuo hasta 30 minutos antes del tiempo real:
– Reducirá el tiempo disponible para realizar los análisis de seguridad del sistema, necesarios para identificar correctamente las restricciones técnicas y tomar las decisiones de operación y redespachos necesarios.
– Conllevará la desaparición de la plataforma TERRE a finales de 2025, y la pérdida de estas reservas de sustitución (de tiempo de activación más lento que la reserva terciaria). El cese de operación de TERRE no depende de esta excepción, pero implica que el sistema español podría ver mermados sus recursos de balance.
– No existen garantías de que las necesidades de activación de energías balance actuales se vayan a reducir como consecuencia del acercamiento del mercado intradiario al tiempo real, compensando la pérdida de TERRE.
– El acercamiento del intradiario a tiempo real unido a la actual operativa de los procesos del mercado eléctrico español, lleva el tiempo de recepción del programa final de la negociación continua hasta 25 minutos antes de la entrega, lo que resulta incompatible con los tiempos actuales necesarios para servicios de balance (mFRR y aFRR) y de restricciones en tiempo real.
Todo ello en un contexto en que:
– Se debe priorizar el desarrollo e implantación del nuevo servicio de control de tensión, que es crítico para garantizar que las variaciones de potencia activa negociadas en los mercados intradiarios muy cerca de tiempo real no produzcan variaciones muy significativas de los niveles de tensión de la red de transporte, poniendo en riesgo la seguridad de sistema.
– La operación del sistema se va volviendo más compleja (recuadre de redespachos en tiempo real, desarrollo de mercados locales, mayor número de participantes, 96 cierres del intradiario continuo), y se puede hacer necesario un mayor número de limitaciones de carácter preventivo, ante el reducido tiempo de movilización de energías.
En cuanto al impacto sobre los costes del sistema, Red Eléctrica considera que la desaparición de TERRE desplazará activación de balance a la regulación terciaria y secundaria de mayor coste. Considera además que el acercamiento al tiempo real reducirá el tiempo disponible de los agentes para la actualización de ofertas y provocará un incremento del volumen de limitaciones de programa por seguridad. Ambos efectos impactarán negativamente sobre el conjunto de costes del sistema. A ello habrá que añadir los costes de adaptación de sistemas tanto por cambios asociados a desarrollos de sistemas de información como los costes asociados a la mayor probabilidad de ocurrencia de incidencias.
Y sobre el impacto en la integración de la energía renovable, Red Eléctrica considera que el elevado grado alcanzado en el sistema español, 59 % de generación renovable en el mix de producción de 2024, puntero a nivel mundial, basado en la elevada observabilidad y controlabilidad de las instalaciones, e iniciativas innovadoras como el Sistema de Reducción Automática de Potencia y el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda, podría verse perjudicado si el acercamiento del mercado continuo al tiempo real se efectúa sin los desarrollos previos necesarios expuestos anteriormente.
En cuanto al plan de acción, Red Eléctrica hace mención a la hoja de ruta para la implantación del mercado interior que, desde 2019, mantiene publicada dicho operador, actualizándola de forma recurrente. Mediante esta hoja de ruta el operador del sistema da visibilidad al desarrollo previsto de los proyectos de implantación más directamente relacionados con el funcionamiento del mercado de producción y los servicios de ajuste del sistema. Propone el operador concretar en ese documento las líneas de trabajo y acciones necesarias para completar el acercamiento a tiempo real del mercado intradiario continuo.
A este respecto, el plan de acción que acompaña la solicitud identifica dos grupos de acciones. En primer lugar, distingue aquellas acciones prioritarias que, no estando directamente relacionadas con el acercamiento del intradiario, deben acometerse de forma previa a ese proceso, como:
– Implementación del nuevo procedimiento de control de tensión.
– Evaluación del funcionamiento de los mercados de balance del sistema, tras la adquisición de experiencia con las recientes incorporaciones a las plataformas de balance MARI y PICASSO, y el paso a la negociación cuarto–horaria en mercados diario e intradiario.
– Evaluación del funcionamiento del proceso de solución de restricciones técnicas, con vistas a afrontar el reto de la reducción del tiempo disponible para este proceso en tiempo real.
En segundo lugar, identifica dos acciones necesarias para la implantación del acercamiento de la negociación transfronteriza en el mercado intradiario:
– Paso a los 96 cierres de mercado intradiario continuo, juntamente con la introducción de mejoras necesarias para la simplificación en los intercambios de información entre el operador del sistema, los participantes en el mercado y el operador del mercado.
– Evolución del modelo de programación para garantizar la disponibilidad del tiempo suficiente para la ejecución de los procesos de la programación en tiempo real. En concreto, plantea valorar el cambio al modelo europeo de nominación directa de los programas de las unidades de programación de cada participante del mercado al operador del sistema.
Tercero. Consideraciones sobre la solicitud recibida del operador del sistema.
A la vista de los impactos descritos por el operador de sistema, se considera conveniente priorizar la mejora del funcionamiento de los actuales servicios de ajuste del sistema (en particular, el nuevo servicio de control de tensión), así como acometer la implantación de los 96 cierres del mercado intradiario continuo (preferiblemente de forma coordinada con el sistema portugués), antes de que el sistema eléctrico asuma complejidades adicionales en tiempo real.
Hay que tener en consideración además el hecho de que los sistemas vecinos han aprobado o tienen pendiente la aprobación de esta excepción, que reduciría el valor añadido de un esfuerzo prematuro de acercamiento del mercado continuo al tiempo real.
Con respecto a la información que se requiere para solicitar la excepción de acuerdo con el artículo 8, apartado 1bis, del Reglamento (UE) 2019/943, el operador del sistema ha aportado tanto la evaluación de impacto valorando las observaciones de los NEMO y participantes en el mercado, como el plan de acción para acortar la hora de cierre del mercado interzonal intradiario, en 30 minutos respecto a la hora real a más tardar el 1 de enero de 2029.
En el plan de actuación, el operador del sistema identifica una serie de acciones que, en su criterio, resultan prioritarias y otras que resultan necesarias para poder abordar el acercamiento del intradiario. Con respecto a los plazos, el operador del sistema se refiere a su establecimiento en la hoja de ruta para la implantación del Mercado Interior de la Electricidad.
A este respecto, se considera que los hitos y plazos del plan de acción deberían planificarse a la mayor brevedad posible y, en coordinación con el operador del mercado y el operador del sistema portugués, siendo además conveniente una amplia participación de los sujetos, teniendo en cuenta el alcance de las actuaciones previstas en el plan propuesto. Como consecuencia, se acordará un calendario de actuaciones entre el operador del sistema español y portugués y el operador del mercado, que deberá ser publicado en el plazo de seis meses tras la publicación de esta resolución en el BOE y se mantendrá actualizado con la mejor previsión disponible.
Cuarto. Resultado del trámite de audiencia e información pública de la CNMC.
Se han recibido comentarios de siete sujetos, entre empresas y asociaciones. La mayoría de los sujetos se muestran favorables a la concesión de la excepción temporal, ya que comprenden que puede resultar conveniente en este momento escalonar los desarrollos, dejando tiempo al mercado y el sistema para estabilizarse tras los cambios introducidos en el último año (negociación de quince minutos, plataformas europeas de balance, cambio de la tipología de ofertas del diario, etc.).
No obstante, algunos sujetos solicitan la introducción de condicionantes o salvaguardas, con el objeto de garantizar que el acercamiento del cierre del intradiario a tiempo real no se retrase más allá del 1 de enero de 2029, o incluso facilitar que dicho acercamiento se produzca con antelación a la citada fecha límite. En este mismo sentido, algunos sujetos solicitan que el calendario de actuaciones, los hitos y plazos asociados, sean fijados en esta resolución.
A este respecto, se aclara en primer lugar que, si bien la presente resolución autoriza un retraso de tres años, esta concesión no impide que el proceso se complete con antelación. En cuanto a la posibilidad de detallar el calendario de actuaciones en esta resolución, hay que tener en cuenta que la concreción del plan de acción no puede llevarse a cabo unilateralmente, ya que requiere coordinación, entre otros, con los sistemas vecinos. Tampoco pueden anticiparse las actuaciones necesarias sin conocer el alcance de las adaptaciones que resultará del diagnóstico del funcionamiento de los servicios de ajuste y las opciones de evolución.
No obstante, compartiendo la importancia de dotar de esa transparencia a los sujetos en el momento en el que se cuente con los análisis necesarios, se revisa el resuelve segundo de esta resolución.
Por cuanto antecede, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, resuelve:
Primero.
Conceder a Red Eléctrica la excepción introducida por el artículo 2(5) del Reglamento (UE) 2024/1747 en el apartado 1 bis del artículo 8 del Reglamento (UE) 2019/943, en materia del acercamiento de la hora de cierre del mercado interzonal intradiario hasta 30 minutos antes del tiempo real, hasta el 1 de enero de 2029.
Segundo.
El operador del sistema desarrollará su plan de acción en un calendario de actuaciones, que deberá ser elaborado en cooperación con el operador del mercado y, en lo que resulte necesario, con otros operadores del sistema. El calendario de actuaciones así desarrollado deberá ser publicado en el plazo de seis meses tras la publicación de esta resolución en el BOE y se mantendrá actualizado con la mejor previsión disponible. Ambos operadores, del sistema y del mercado, informarán periódicamente a la CNMC, y garantizarán la participación de los sujetos de mercado, entre otras, mediante las consultas públicas que se consideren necesarias.
La presente resolución se notificará a Red Eléctrica de España, SA, y al Operador del Mercado Ibérico Eléctrico (OMIE), y se publicará en el «Boletín Oficial del Estado», en cumplimiento de los establecido en el artículo 7.1, párrafo final, de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la CNMC.
Madrid, 19 de diciembre de 2025.–El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Miguel Bordiu García-Ovies.