Df 1 Normativa de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares

Se modifica la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo de 2006, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, como sigue:

Uno. Se añade un nuevo artículo 6 bis, con la siguiente redacción:

«Artículo 6 bis. Parámetros aplicables al coste variable de generación horario.

1. La Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, aprobará los parámetros utilizados para el cálculo de los componentes del coste variable definidos en el artículo 6: el coste variable de combustible (a, b, c), el coste de arranque (a', b' y d), el coste variable de operación y mantenimiento (a'' y b''), el coste de reserva caliente (ccrc) y el coste de banda de regulación (a'''). Los parámetros serán únicos por tecnología y tamaño y se utilizarán a efectos del despacho de generación previsto en el artículo 4, así como para realizar las liquidaciones previstas en la presente orden. Se calcularán a partir de los parámetros obtenidos de las pruebas de rendimiento de cada grupo, de forma que se fomente la eficiencia de las instalaciones y se garantice la retribución suficiente de las mismas.

2. La información económica necesaria para la determinación de los parámetros a'', b'' y d, correspondientes a los costes de operación y mantenimiento y a los costes de arranque, será remitida por la empresa propietaria de los grupos directamente a la Dirección General de Política Energética y Minas, en la forma y plazos que ésta determine.

A estos efectos, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá solicitar al operador del sistema la información técnica necesaria para el cálculo de los anteriores parámetros, obtenida en las pruebas de rendimiento.

Los parámetros d y a'' se actualizarán anualmente con el IPC previsto en la tarifa menos 100 puntos básicos.

3. Para la determinación de los parámetros técnicos aplicables a los costes variables, las empresas propietarias de los grupos deberán realizar las pruebas de rendimiento correspondientes. Éstas responderán a un procedimiento único, que será aprobado por la Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de Energía y a propuesta del Operador del Sistema.

Las instalaciones de generación se agruparán en familias, según tecnologías y tamaños. Las pruebas de rendimiento se realizarán únicamente a una muestra representativa de los grupos de cada familia, que deberá cumplir los criterios que establezca la Dirección General de Política Energética y Minas en la resolución por la que aprueben las pruebas de rendimiento.

Durante la realización de las pruebas los grupos se considerarán disponibles a los efectos de su retribución por garantía de potencia definida en el artículo 3 de la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo.

Para la realización de las pruebas se seguirá el siguiente proceso:

a) El operador del sistema, teniendo en cuenta la propuesta de las empresas propietarias de los grupos, remitirá antes del 1 de enero de cada año a la Dirección General de Política Energética y Minas un listado de la muestra de las instalaciones de generación a las que se propone realizar las pruebas de rendimiento durante el año, de entre aquellas puestas en servicio el año anterior. Asimismo, enviará el listado propuesto por las empresas titulares de los grupos justificando, en su caso, los cambios realizados.

La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá sobre el listado de grupos de generación que deben realizar las pruebas y lo notificará al operador del sistema y a las empresas propietarias de los grupos.

A estos efectos, el titular de las instalaciones deberá proporcionar al operador del sistema el histórico de consumos específicos de todos los grupos de los SEIE a su carga media y, en caso de estar disponible, a plena carga, al 75% de carga y al mínimo técnico. Asimismo deberá proporcionar el histórico de composición y poder calorífico del combustible de cada grupo.

En los grupos de carbón, además de las pruebas con este combustible, también se realizarán pruebas con 100% Fuel-Oil siguiendo los procedimientos de prueba de grupos de fuel. Los grupos que pueden consumir dos tipos de combustible deberán hacer las pruebas de rendimiento con cada uno de ellos.

No obstante, en la Resolución por la que se apruebe la muestra de instalaciones a las que se van a realizar las pruebas de rendimiento, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá exceptuar a las instalaciones de realizar las pruebas de rendimiento con algún combustible o podrá establecer que las pruebas se realicen con la muestra de combustible habitual de funcionamiento.

b) El titular de las instalaciones de generación de régimen ordinario en los SEIE será el responsable de la realización de las pruebas. El operador del sistema las supervisará de manera presencial, pudiendo contar con la ayuda de un tercero convenientemente autorizado por el operador del sistema y preservando en todo caso la confidencialidad de la información. Esta supervisión corresponderá a las pruebas y ensayos, y también a las medidas, toma de muestras y calibraciones.

c) La empresa propietaria deberá informar al operador del sistema, a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía con un mes de antelación de la fecha de realización de las pruebas de cada grupo.

d) En el plazo de un mes desde la realización de las pruebas de cada grupo, la empresa propietaria enviará al operador del sistema y a la Dirección General de Política Energética y Minas el acta de las mismas. En el plazo de un mes desde la recepción de dicha acta, el operador del sistema enviará a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la empresa propietaria de la instalación, el informe de supervisión de las pruebas.

4. La Dirección General de Política Energética y Minas revisará cada cuatro años los valores de los parámetros anteriores atendiendo a la evolución de las diferentes tecnologías.»

Dos. Se modifican los apartados 3.3 y 3.4 del artículo 7, que quedan redactados del siguiente modo:

«3.3 Para el Fuel 1250'' Redwood y el Fuel Oil n.° 1 (2,7 por ciento de azufre), se establecerá por composición porcentual en peso de la media aritmética de las cotizaciones altas de Gasoil 0,1 por ciento (14 por ciento) y Fuel Oil 3,5 por ciento (86 por ciento) en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicadas en el Platts European Marketscan.

3.4. Para el Diesel Oil, se establecerá por composición porcentual en peso de la media aritmética de las cotizaciones altas de Gasoil 0,1 por ciento (83 por ciento) y Fuel Oil 3,5 por ciento (17 por ciento) en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicadas en el Platts European Marketscan.»

Tres. Se modifica el artículo 8, que queda redactado como sigue:

«Artículo 8. Información a utilizar para realizar las liquidaciones.

Para realizar la liquidación económica de las energías se utilizará la siguiente información relativa a costes, precios y energías:

1. Coste de generación horario de cada grupo en régimen ordinario que participa en el despacho económico en cada sistema eléctrico aislado (cg(i,h,j), calculado por el operador del sistema.

2. Precio final horario de generación en cada sistema extrapeninsular (PFG (h) calculado conforme a lo establecido en el segundo apartado del artículo 9.

3. Precio medio final horario de adquisición de energía para los comercializadores y consumidores directos en el mercado de producción peninsular según lo dispuesto en el artículo 12.

4. Energías producidas y adquiridas por los agentes calculadas de acuerdo con lo establecido en el presente capítulo.»

Cuatro. Se suprime el apartado 1 del artículo 9. Cinco. Se modifica el apartado primero del artículo 10, que queda redactado de la siguiente manera:

«10.1 Liquidaciones mensuales y sus avances diarios:

a) El operador del sistema calculará y publicará las liquidaciones mensuales y sus avances diarios, con la periodicidad, frecuencia y condiciones generales establecidas en las reglas del sistema de liquidaciones y garantías de pago de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

b) La liquidación mensual correspondiente al cierre definitivo de medidas se realizará utilizando los precios finales y costes de desvíos peninsulares calculados por el operador del sistema con la información de las medidas definitivas peninsulares.»

Seis. Se modifica el artículo 11, que queda redactado en los siguientes términos:

«Artículo 11. Energías a liquidar.

Los datos de medidas utilizados en las distintas liquidaciones serán obtenidos de acuerdo a los plazos y procedimientos establecidos en la legislación específica del sistema de medidas.

1. Régimen ordinario y régimen especial: La energía a liquidar e(e,h,j) es la medida en barras de central de la unidad de producción e en régimen ordinario o en régimen especial obtenida como suma de las medidas de sus puntos frontera, en la hora h y en el sistema eléctrico aislado j.

2. Comercializadores y consumidores directos: La energía a liquidar con cierre de medidas del comercializador o consumidor directo c, en la hora h y en el sistema eléctrico aislado j, EDC(c,h,j), es la medida elevada a barras de central de la energía consumida en los puntos frontera de sus consumidores.

EDC(c,h,j) = ∑ta EDC (c,h,j,ta)

Donde:

EDC (c,h,j,ta) es la energía en barras de central, en la hora h y en el sistema eléctrico aislado j, consumida por el comercializador o consumidor directo c en tarifa de acceso ta calculada según la fórmula siguiente:

EDC (c,h,j,ta) = ∑nt [MPFCnt,ta (c,h,j) x (1 + CPERnt,ta (h,j)]

Siendo:

MPFCnt,ta (c,h,j) Suma de las medidas de la energía consumida en los puntos frontera de consumidores del comercializador o consumidor directo c a nivel de tensión nt y tarifa de acceso ta, en la hora h y en el sistema eléctrico aislado j

CPERnt,ta (h,j) Coeficiente de pérdidas para contratos de acceso en puntos de suministro a consumidores con nivel de tensión nt y tarifa de acceso ta y para el periodo tarifario que corresponda para la hora h en el sistema eléctrico aislado j establecido para tarifa de acceso ta en la normativa vigente.

En las liquidaciones sin cierre de medidas, la energía a liquidar EDC(c,h,j) a comercializadores o consumidores directos c en la hora h y en el sistema aislado j, es el valor de su previsión de consumo más la parte que le corresponde del descuadre de energía del sistema eléctrico aislado j.

EDC(c,h,j) = EDCp (c,h,j) + SALDOENE(c,h,j)

Siendo:

EDCp (c,h,j) Energía correspondiente a la previsión de demanda para la hora h del comercializador o consumidor directo c, que están obligados a comunicar al Operador del Sistema según se establece en el artículo 4 del Real Decreto 1747/2003 de 19 de diciembre. A estos efectos los programas de energía estarán referidos directamente a barras de central.

SALDOENE(c,h,j) Asignación al comercializador o consumidor directo c del descuadre de energía de cada sistema eléctrico aislado j en la hora h, SALDOENE(h,j).

La asignación se realizará de forma proporcional a la previsión de cada comercializador o consumidor directo según la fórmula siguiente:

SALDOENE (c,h,j)= SALDOENE(h,j) x EDCp (c,h,j)/∑c EDCp (c,h,j)

3. Cierre de energía.

En las liquidaciones sin cierre de medidas, el descuadre de energía del sistema eléctrico aislado j se asignará a los comercializadores y consumidores directos en proporción a sus programas de energía según lo indicado en el apartado anterior.

En las liquidaciones con cierre de medidas, el cierre de energía, CIERRE(h,j), de cada sistema eléctrico aislado j en la hora h, se calcula como la diferencia entre las pérdidas de transporte y distribución y las pérdidas estándares calculadas en cada sistema eléctrico aislado, según lo establecido en la disposición adicional segunda del Real Decreto 485/2009.

CIERRE(h,j) = PRTD (h,j) - ∑ta ∑nt [MPFCc,nt,ta x CPERnt,ta]

Las pérdidas reales de transporte distribución se obtienen como la diferencia entre toda la generación y toda la demanda en punto frontera de consumo para obtener el balance de energía de cada sistema eléctrico aislado j.

∑e e(e,h,j) + ∑ta ∑nt MPFCc,nt,ta + PRTD(h,j) = 0

Por tanto, el cierre de energía del sistema eléctrico aislado j se calcula según la fórmula siguiente, como la diferencia entre toda la medida de generación y toda la medida de demanda elevada a barras de central.

CIERRE(h,j) = -∑e e(e,h,j) - ∑ta ∑nt MPFCc,nt,ta - ∑ta ∑nt [MPFCc,nt,ta x CPERnt,ta]

CIERRE(h,j) = - ∑e e(e,h,j) - ∑c EDC (c,h,j)"

Siete. Se modifica la definición del término PREP(h) contenida en el apartado 2 del artículo 12, que queda como a continuación se transcribe:

«PREP(h): Precio del mercado diario en la hora h.»

Ocho. Se modifican los apartados 3 a 7 del artículo 12, que quedan redactados como sigue:

«3. Obligación de pago por la energía adquirida por las empresas comercializadoras y consumidores directos.

Cada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por su adquisición de energía que se calculará según la siguiente expresión:

CAC(c,h,j) = EDC(c,h,j) * PMCP(h)

Siendo:

CAC(c,h,j): Coste de la energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h.

EDC(c,h,j): Energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 2 del artículo 11.

PMCP(h): Precio medio final de adquisición de la energía para los consumidores directos y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h excluidos los pagos por capacidad y el coste de los desvíos.

De acuerdo con lo establecido en el artículo 11 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la Comunidad Autónoma o Ciudad a la que pertenecen los SEIE podrán establecer una adaptación del precio horario peninsular al que compran los comercializadores y consumidores directos a la estructura estacional de la demanda del SEIE de su ámbito territorial, en cuyo caso los valores de PMCP(h) se obtendrían en función de lo establecido en la disposición que regule la citada adaptación de precios.

El precio de adquisición de energía definido en este apartado no será de aplicación a los comercializadores de último recurso en los SEIE por la energía eléctrica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de último recurso. El precio de adquisición de esta energía será el establecido en la disposición adicional decimoquinta del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica.

4. Obligación de pago por capacidad para las empresas comercializadoras y consumidores directos.

Cada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por capacidad que se calculará según la siguiente expresión:

PCAP(c,h,j) = ∑t EDC(c,h,j,ta) * PCAP(h,ta)

Siendo:

PCAP(c,h,j): Coste del pago por capacidad para la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h

EDC(c,h,j,ta): Energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h en la tarifa de acceso ta. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 2 del artículo 11.

PCAP(h,ta): Precio del pago por capacidad para la demanda en la hora h para la tarifa de acceso ta establecido en la normativa vigente.

La obligación de pago por capacidad definida en este apartado no será de aplicación a los comercializadores de último recurso en los SEIE por la energía eléctrica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de último recurso.

5. Obligación de pago por coste de desvíos para las empresas comercializadoras y consumidores directos.

Cada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por coste de desvíos que se calculará según la siguiente expresión:

CDSV(c,h,j) = Abs(EDC(c,h,j) - EDCp (c,h,j) * CDSVPEN (h)

Siendo:

CDSV(c,h,j): Obligación de pago por coste de desvíos para la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h.

EDC(c,h,j): Energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 2 del artículo 11.

EDCp (c,h,j): Previsión de compras en barras de central de la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h comunicada al despacho según lo dispuesto en los procedimientos de operación.

CDSVPEN(h): Coste medio de los desvíos de los consumidores directos y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h.

La obligación de pago por coste de desvíos definida en este apartado no será de aplicación a los comercializadores de último recurso en los SEIE por la energía eléctrica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de último recurso.

6. Obligación de pago por la energía adquirida por los generadores en régimen ordinario y en régimen especial.

En el caso que la energía medida en barras de central del generador e en régimen ordinario o en régimen especial que participa en el despacho de generación sea negativa por consumo de servicios auxiliares, su obligación de pago por la energía adquirida se calculará según la siguiente expresión:

CAG(e,h,j) = -e(e,h,j) * PMD(h); siempre que: e(e,h,j) 0

Siendo:

CAG(e,h,j): Coste de la energía adquirida por el generador e del sistema eléctrico aislado j en la hora h

e(e,h,j): Energía negativa generada en la hora h por el grupo generador e del sistema extrapeninsular j.

PMD(h): Precio del mercado diario en la hora h.

7. Liquidación del cierre de energía.

En las liquidaciones con cierre de medidas, el cierre de energía de cada subsistema eléctrico aislado j en la hora h, calculado según lo dispuesto en el apartado 3 del artículo 11, se valorará al precio del mercado diario en la hora h.

Los derechos de cobro por cierres positivos y las obligaciones de pago por cierres negativos se liquidarán en la cuenta del operador del sistema. El saldo resultante tendrá la consideración de ingreso o coste liquidable del sistema a los efectos del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento, y como tal se incluirá en las liquidaciones de las actividades reguladas según establece la disposición adicional segunda del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica.»

Nueve. Se modifica el artículo 14, cuya redacción pasa a ser la que sigue:

«Artículo 14. Cálculo de la prima que complementa el precio medio peninsular.

Para cada grupo de generación en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j en la hora h, el valor de la prima de funcionamiento PrF(i,h,j) se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

PrF(i,h,j) = [D/S(i,h,j)* D/S(h)]/E(i,h,j)

Siendo:

D/S(i,h,j) * D/S(h): El importe del déficit/superávit distribuido al generador i según lo dispuesto en el apartado 10 del artículo 12.

E(i,h,j): Energía neta medida en barras de central aportada por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora h.»

Diez. Se modifica el tercer párrafo de la disposición adicional segunda, que queda redactado de la manera siguiente:

«Los cobros y pagos de los sistemas peninsulares, extrapeninsulares e insulares podrán realizarse conjuntamente, sin perjuicio de que en los SEIE la facturación se calcule para cada sistema eléctrico de forma independiente.»

Once. Se suprimen el apartado 2 del artículo 6, los artículos 13, 15 y 17, la disposición transitoria segunda, la disposición transitoria cuarta y la disposición adicional cuarta.