200 ok Norma derogada por la disposición derogatoria única.

1. b)del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio. Ref. BOE-A-2015-8646. Incluye la corrección de errores publicada en BOE núm. 124, de 25 de mayo de 2006. Ref. BOE-A-2006-9084. El Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, adapta los principios de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, a las peculiaridades de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (en adelante, SEIE), con el triple objetivo de garantizar el suministro de energía eléctrica y su calidad para que se realice con el menor coste y con las menores singularidades posibles. Con este fin, el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, regula el marco de actuación de las distintas actividades destinadas al suministro eléctrico, consistentes en su generación, transporte, distribución y comercialización así como la gestión económica y técnica de cada uno de los sistemas eléctricos aislados que conforman los SEIE. En relación con la generación, los factores diferenciales de los SEIE aconsejan no instaurar un mercado de ofertas similar al del sistema peninsular por lo que se introduce un mecanismo de despacho de las unidades de producción del régimen ordinario por orden de mérito económico y una retribución de las mismas que contempla el mayor coste del desarrollo de esta actividad como consecuencia del mayor nivel de reserva que es necesario mantener en los sistemas aislados y del sobrecoste de las tecnologías específicas utilizadas. El Operador del Sistema realizará el despacho económico de las unidades de producción en cada sistema, sobre la base de costes variables declarados y verificados por dicho Operador, costes variables que integran tanto el valor de los consumos de combustibles realizados como aquellos otros costes de naturaleza variable. Por ello en el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, se desarrolla un marco regulatorio específico para los territorios de las Comunidades Autónomas de Illes Balears y Canarias y de las Ciudades de Ceuta y Melilla, que excluye la aplicación del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de la energía eléctrica. No obstante, se asignan al Operador del Mercado las funciones de publicación de precios, liquidación de la energía y el régimen de garantías. Asimismo, se habilita para participar en el despacho económico de la generación a los grupos del régimen especial que cumplan los mismos requisitos exigidos a los grupos del régimen especial en la península para ofertar en el mercado de producción, estableciendo para ellos una remuneración por dicha participación igual a la retribución media de los grupos del régimen ordinario que intervienen en el despacho, sin perjuicio de la posterior liquidación complementaria para equiparar su retribución final a la de sus grupos homólogos en la península. Como contrapartida al sistema de despacho económico y retribución de la generación, en el lado de la demanda se establece un mecanismo de compatibilidad económica para los compradores de energía que evite su discriminación respecto a sus homólogos del sistema peninsular. De acuerdo con el artículo 6.5 del citado Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, esta orden desarrolla el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados en los sistemas eléctricos extrapeninsulares e insulares. Este método de cálculo ha de permitir la determinación del coste de los combustibles a considerar en la elaboración anual de la tarifa eléctrica, así como para su integración posterior con el resto de costes en el procedimiento de liquidaciones de las actividades reguladas posterior al despacho económico de los generadores. La prima de funcionamiento de cada grupo generador insular y extrapeninsular se establecerá anualmente por el Ministro de Industria, Turismo y Comercio, según las tecnologías existentes, sobre la base de una previsión del coste de combustibles. Dicha prima se utilizará para el cálculo del coste de generación extrapeninsular que se integra en la tarifa. Dicha retribución debe ser función directa de unos valores unitarios definidos para cada tecnología del parque insular y extrapeninsular que recojan, con criterios objetivos, todos los costes variables que, para las diferentes tecnologías, se produzcan. Además, la presente orden desarrolla el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, en virtud de lo establecido en el artículo 18.5 del mismo, en el que se dispone que el Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, aprobará el procedimiento de despacho y liquidación de la energía para estos sistemas. El procedimiento por una parte establece los criterios básicos para llevar a cabo el despacho económico, de acuerdo con los conceptos que integran el coste variable declarado de generación y el proceso de cálculo de los mismos, de tal manera que resulte un sistema objetivo que favorezca una gestión eficiente. La necesidad de que este despacho de generación se realice de acuerdo con criterios económicos requiere que se contemplen la totalidad de los costes variables de las instalaciones de generación de estos sistemas de tal forma que dichos costes sean coherentes con el esquema retributivo que se establece en el citado Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, para la generación, garantizando la máxima eficiencia y la menor incidencia en la calidad de suministro. Por tanto los costes variables que se consideran a la hora de calcular el coste de combustible incluyen tanto el valor de los consumos como el resto de costes variables, dando lugar a cinco conceptos de coste diferenciados: El coste variable de funcionamiento, el coste de arranque, que incluye además del coste asociado al consumo de combustible el resto de costes variables de operación y mantenimiento derivados de los arranques, el coste variable de operación y mantenimiento por funcionamiento, el coste de reserva caliente y el coste de la banda de regulación. Asimismo se establece en esta orden el procedimiento de liquidación de la energía contemplando las condiciones específicas del despacho económico de la generación y de la compra de la energía señaladas anteriormente, estableciendo una metodología de liquidación con periodicidad mensual y una frecuencia de cálculo de las mismas que permita que en todo momento los agentes dispongan de una liquidación económica de sus energías vendidas y compradas lo más cercana posible a la realidad física del suministro o adquisición de las mismas. Además, se determina la información que el operador del sistema deberá poner periódicamente a disposición del operador del mercado para que éste realice las misiones que se le encomiendan en el artículo 5.1 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, así como la información que el operador del sistema y el operador del mercado deben poner a disposición de la Comisión Nacional de Energía para las liquidaciones complementarias a realizar por ésta, de acuerdo con lo establecido en el artículo 18 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre. Finalmente en la presente orden se desarrolla el sistema de cargos y abonos necesarios para la materialización de los cobros y pagos resultantes del procedimiento de liquidación de energía. La orden que se aprueba ha sido previamente informada por la Comisión Nacional de Energía, considerándose sustanciado el trámite de audiencia a los interesados a través de los miembros de su Consejo Consultivo de Electricidad. En su virtud, previo acuerdo con las Comunidades Autónomas y Ciudades afectadas, DISPONGO: CAPÍTULO I Objeto y ámbito de aplicación Artículo 1. Objeto. Constituye el objeto de esta orden la determinación del método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados por los grupos de generación en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (en adelante SEIE) y el procedimiento de despacho económico y liquidación de la energía en estos sistemas, todo ello de acuerdo con lo establecido en los artículos 6.5 y 18.5 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares. Artículo 2. Ámbito de aplicación. 1. Esta orden es de aplicación a los siguientes sujetos definidos en el artículo 9 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, instalados en los SEIE:
2. a)El Operador del Sistema (Red Eléctrica de España, S.A.).
3. b)El Operador del Mercado (Operador del Mercado Ibérico de Energía- Polo Español, S.A.).
4. c)Los productores de energía eléctrica en régimen ordinario de los SEIE, entendiéndose como tales aquellos titulares de instalaciones de producción de energía eléctrica que estén inscritas en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.
5. d)Los productores de energía eléctrica en régimen especial de los SEIE que participen en el despacho de la energía gestionado por el operador del sistema de acuerdo con lo establecido en el artículo 9 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.
6. e)Los distribuidores de energía eléctrica de los SEIE que se encuentren inscritos en el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados definido en el artículo 182 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica .
7. f)Los comercializadores de energía eléctrica que cumplan con los requisitos establecidos en el artículo 16 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre. 2. Además lo dispuesto en esta orden es de aplicación a los consumidores de energía eléctrica de los SEIE que opten por adquirir la energía directamente en el despacho y cumplan con los requisitos establecidos en el artículo 17 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, y a la Comisión Nacional de Energía. Artículo 3. Definición de los sistemas aislados de los diferentes SEIE. Los sistemas eléctricos aislados que conforman los SEIE de las Comunidades Autónomas de Illes Balears y Canarias, así como las Ciudades de Ceuta y Melilla, son los siguientes: SEIE Canarias SEIE Illes Balears SEIE Ceuta SEIE Melilla Gran Canaria Mallorca-Menorca Ceuta Melilla Tenerife Ibiza-Formentera Lanzarote-Fuerteventura La Palma La Gomera El Hierro CAPÍTULO II Procedimiento de despacho de la generación y determinación del coste horario de las instalaciones de generación de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares Artículo 4. Procedimiento de despacho de la generación. 1. El despacho de la generación para cada uno de los sistemas aislados de los SEIE se llevará a cabo por el Operador del Sistema mediante la minimización del coste variable de producción utilizando un modelo adecuado que cumpla los requisitos establecidos en el artículo 4 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, de tal forma que se efectúe la cobertura de la demanda con los recursos de generación disponibles en cada sistema eléctrico, de acuerdo con el orden de mérito económico y las limitaciones que impongan las restricciones de red o medioambientales. 2. A estos efectos, la Dirección General de Política Energética y Minas, establecerá anualmente, con carácter previo y a propuesta de la Comisión Nacional de Energía, los objetivos mínimos de eficiencia y calidad en cada SEIE. Dichos objetivos serán referencias básicas en la explotación real para el operador del sistema. Las desviaciones relativas derivadas de la explotación real respecto a los objetivos fijados en cada SEIE, exceptuando aquellas derivadas de circunstancias excepcionales y sobrevenidas, podrán ser consideradas en la retribución del operador del sistema. 3. El modelo de despacho deberá cumplir los siguientes requisitos mínimos: 3.1 Programación semanal y diaria. El despacho económico se iniciará en una programación semanal para todos los sistemas eléctricos que componen los SEIE, redefinida en programaciones diarias con las excepciones que se puedan establecer en los procedimientos de operación, y serán debidamente comunicadas a los agentes implicados. Sin perjuicio de su desarrollo en el Procedimiento de Operación correspondiente, el despacho de generación se realizará partiendo de los parámetros técnicos aprobados para cada grupo generador de régimen ordinario, particularmente los siguientes:
8. a)Potencia neta máxima y mínimo técnico.
9. b)Rampas de subida y bajada de potencia.
10. c)Tiempos y costes de arranque.
11. d)Costes variables de funcionamiento según el nivel de carga (combustible y otros costes variables de operación y mantenimiento).
12. e)Capacidad de contribución a la potencia rodante de regulación. A ello el Operador del Sistema añadirá:
13. a)La información comunicada por los agentes de indisponibilidades o restricciones adicionales en el funcionamiento de los generadores.
14. b)Los programas horarios previstos y comunicados por los generadores de régimen especial. Red Eléctrica revisará los programas previstos y utilizará en el despacho la mejor previsión disponible, particularmente en la generación eólica.
15. c)La mejor previsión de demanda horaria del sistema disponible en el horizonte de decisión. El proceso de despacho constará al menos de dos etapas: 1.ª Despacho inicial con criterio exclusivamente económico: En esta etapa la generación y reserva rodante de cada grupo generador, para cada una de las horas, es asignada como nudo único. Se utilizará para ello un modelo de minimización de costes variables que tenga en cuenta las características de los datos de entrada antes citados.
16. a)En caso de existir equipo hidráulico con embalse, se incorporará como dato de entrada información proveniente del valor del agua en los embalses calculado en una optimización del sistema a más largo plazo.
17. b)En el cálculo de llenado de la curva de demanda, la generación prevista de régimen especial se colocará en base, sin consideración de coste. 2.ª En una segunda etapa se analizarán las posibles restricciones impuestas por la red de transporte a esta situación base de cobertura, por violación de los límites impuestos en estado normal de funcionamiento a las variables de control del sistema, y ante las contingencias establecidas en el Procedimiento de Operación correspondiente. Se procederá a un reajuste de la generación si fuera necesario, con criterios de seguridad y economía, identificando condiciones de funcionamiento obligadas de los grupos. De igual modo, se habrá procedido a reajuste de generación si las restricciones de carácter medioambiental así lo impusieran. 3.2 Resolución de desvíos generación-consumo con horizonte intradiario y en tiempo real. Los desvíos generación-consumo serán previstos por el Operador del Sistema dentro del propio día, con un horizonte superior a la hora. Estos desvíos podrán dar lugar a reajustes sobre la programación diaria, con los mismos criterios de despacho definidos en el apartado anterior, cuando el Operador del Sistema lo estime necesario, y con la debida comunicación a los agentes afectados. Los desvíos en tiempo real, serán atendidos por el Operador del Sistema haciendo uso de las asignaciones de reserva de regulación (secundaria y terciaria). 3.3 Análisis de seguridad de la cobertura anual. Además el Operador del Sistema analizará, con periodicidad al menos trimestral, la seguridad en la cobertura con un horizonte anual móvil. El análisis de seguridad comprenderá dos aspectos:
18. a)El primero evaluará el riesgo de fallo de suministro que podría derivarse de los propios recursos de producción. Se utilizarán, como índices de riesgo, la probabilidad de no cobertura de la demanda, el valor esperado de la energía demandada y no suministrada, y el margen de reserva.
19. b)El segundo consistirá, si es procedente, en un análisis zonal que pondrá de manifiesto las necesidades especiales de disponibilidad de equipos de generación y de transporte para evitar situaciones que supongan el incumplimiento de los criterios de seguridad del sistema en ciertas zonas geográficas o áreas determinadas de la red. El informe será remitido por el Operador del Sistema a la Dirección General de Política Energética y Minas y al organismo competente en materia de energía eléctrica de la Comunidad Autónoma o Ciudad que corresponda y a los agentes implicados. Artículo 4. Procedimiento de despacho de la generación. 1. El despacho de la generación para cada uno de los sistemas aislados de los SEIE se llevará a cabo por el Operador del Sistema mediante la minimización del coste variable de producción utilizando un modelo adecuado que cumpla los requisitos establecidos en el artículo 4 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, de tal forma que se efectúe la cobertura de la demanda con los recursos de generación disponibles en cada sistema eléctrico, de acuerdo con el orden de mérito económico y las limitaciones que impongan las restricciones de red o medioambientales. 2. A estos efectos, la Dirección General de Política Energética y Minas, establecerá anualmente, con carácter previo y a propuesta de la Comisión Nacional de Energía, los objetivos mínimos de eficiencia y calidad en cada SEIE. Dichos objetivos serán referencias básicas en la explotación real para el operador del sistema. Las desviaciones relativas derivadas de la explotación real respecto a los objetivos fijados en cada SEIE, exceptuando aquellas derivadas de circunstancias excepcionales y sobrevenidas, podrán ser consideradas en la retribución del operador del sistema. 3. El modelo de despacho deberá cumplir los siguientes requisitos mínimos: 3.1 Programación semanal y diaria: El despacho económico se iniciará en una programación semanal para todos los sistemas eléctricos que componen los SEIE, redefinida en programaciones diarias con las excepciones que se puedan establecer en los procedimientos de operación, y serán debidamente comunicadas a los agentes implicados. Sin perjuicio de su desarrollo en el Procedimiento de Operación correspondiente, el despacho de generación se realizará partiendo de los parámetros técnicos aprobados para cada grupo generador de régimen ordinario, particularmente los siguientes:
20. a)Potencia neta máxima y mínimo técnico.
21. b)Rampas de subida y bajada de potencia.
22. c)Tiempos y costes de arranque.
23. d)Costes variables de funcionamiento según el nivel de carga (combustible y otros costes variables de operación y mantenimiento).
24. e)Capacidad de contribución a la potencia rodante de regulación. En el caso de los sistemas de turbinación-bombeo se considerará la información siguiente:
25. a)Potencia efectiva neta y mínimo técnico para los grupos de turbinación-bombeo.
26. b)Rampas de subida y bajada de potencia para los grupos de turbinación-bombeo.
27. c)Tiempos de arranque, tanto para los grupos de turbinación como para los de bombeo.
28. d)Capacidad de contribución a la potencia rodante de regulación primaria, secundaria y terciaria, tanto para los grupos de turbinación como para los de bombeo.
29. e)Cotas y volúmenes almacenados en los embalses. A ello el operador del sistema añadirá:
30. a)La información comunicada por los agentes de indisponibilidades o restricciones adicionales en el funcionamiento de los generadores.
31. b)Los programas horarios previstos y comunicados por los generadores de régimen especial. Red Eléctrica revisará los programas previstos y utilizará en el despacho la mejor previsión disponible, particularmente en la generación eólica.
32. c)La mejor previsión de demanda horaria del sistema disponible en el horizonte de decisión. El proceso de despacho constará al menos de dos etapas: 1.ª Despacho inicial con criterio exclusivamente económico: En esta etapa la generación y reserva rodante de cada grupo generador, para cada una de las horas, es asignada como nudo único. Asimismo, tendrá en cuenta un mínimo de generación gestionable necesaria que proporcione la inercia, reservas de regulación y garantía de cobertura suficiente para la explotación del sistema eléctrico en condiciones de seguridad y estabilidad. Se utilizará para ello un modelo de minimización de costes variables que tenga en cuenta las características de los datos de entrada antes citados. Cuando el sistema eléctrico disponga de instalaciones de generación de origen renovable, se programará su funcionamiento buscando minimizar tanto el coste variable del despacho para el periodo de planificación estudiado como el vertido de energía. En caso de existir equipo hidráulico con embalse, se incorporará como dato de entrada información proveniente del valor del agua en los embalses calculado en una optimización del sistema a más largo plazo. En el cálculo de la cobertura de la curva de demanda, la generación prevista de origen renovable se colocará en base, sin consideración de coste, hasta el límite de integración que permita salvaguardar las condiciones de seguridad y calidad de suministro para el sistema eléctrico. Cuando el sistema eléctrico disponga de sistemas de turbinación-bombeo, éstos se programarán sin consideración de costes para minimizar el vertido de energía. El bombeo se programará a partir de generación de origen térmico únicamente cuando se minimice el coste de explotación para el conjunto del sistema y no se produzca vertido instantáneo de energía producida en régimen especial o a partir de fuentes de energía renovables. 2.ª En una segunda etapa se analizarán las posibles restricciones impuestas por la red de transporte a esta situación base de cobertura, por violación de los límites impuestos en estado normal de funcionamiento a las variables de control del sistema, y ante las contingencias establecidas en el Procedimiento de Operación correspondiente. Se procederá a un reajuste de la generación si fuera necesario, con criterios de seguridad y economía, identificando condiciones de funcionamiento obligadas de los grupos. De igual modo, se habrá procedido a reajuste de generación si las restricciones de carácter medioambiental así lo impusieran. 3.2 Resolución de desvíos generación-consumo con horizonte intradiario y en tiempo real. Los desvíos generación-consumo serán previstos por el Operador del Sistema dentro del propio día, con un horizonte superior a la hora. Estos desvíos podrán dar lugar a reajustes sobre la programación diaria, con los mismos criterios de despacho definidos en el apartado anterior, cuando el Operador del Sistema lo estime necesario, y con la debida comunicación a los agentes afectados. Los desvíos en tiempo real, serán atendidos por el Operador del Sistema haciendo uso de las asignaciones de reserva de regulación (secundaria y terciaria). 3.3 Análisis de seguridad de la cobertura anual. Además el Operador del Sistema analizará, con periodicidad al menos trimestral, la seguridad en la cobertura con un horizonte anual móvil. El análisis de seguridad comprenderá dos aspectos:
33. a)El primero evaluará el riesgo de fallo de suministro que podría derivarse de los propios recursos de producción. Se utilizarán, como índices de riesgo, la probabilidad de no cobertura de la demanda, el valor esperado de la energía demandada y no suministrada, y el margen de reserva.
34. b)El segundo consistirá, si es procedente, en un análisis zonal que pondrá de manifiesto las necesidades especiales de disponibilidad de equipos de generación y de transporte para evitar situaciones que supongan el incumplimiento de los criterios de seguridad del sistema en ciertas zonas geográficas o áreas determinadas de la red. El informe será remitido por el Operador del Sistema a la Dirección General de Política Energética y Minas y al organismo competente en materia de energía eléctrica de la Comunidad Autónoma o Ciudad que corresponda y a los agentes implicados. Se modifica el apartado 3.1 por la disposición final 1 de la Orden IET/1711/2013, de 23 de septiembre. Ref. BOE-A-2013-9944. Artículo 5. Cálculo del coste horario de generación de cada grupo de producción en régimen ordinario. 1. El operador del sistema calculará el coste horario de generación de cada grupo de producción en régimen ordinario de los SEIE de acuerdo con la siguiente fórmula: cg(i,h,
35. j)= e(i,h,j)*(PMP + PrF(i,h,
36. j))+ Gpot(i,h,
37. j)× ρdisponible(i,h,
38. i)donde: e(i,h,j): Energía del generador i del sistema aislado j en la hora h. PMP: Precio Medio Peninsular previsto en el Real Decreto por el que se aprueba la tarifa media o de referencia de cada año, expresado en Cent de Euro/kWh. Este precio incluye el cargo por prestación de servicios complementarios en el sistema peninsular y excluye el cargo por garantía de potencia. PrF (i,h,j): Prima de funcionamiento en la hora h del grupo de régimen ordinario i del sistema aislado j que complementa al PMP para retribuir los costes de combustibles, expresado en Cent de Euro/kWh. Esta prima se calculará horariamente conforme se establece en el capítulo III de la presente Orden y podrá tener valores negativos. Gpot(i,h,j): Garantía de potencia del grupo i del sistema aislado j en la hora h expresada en céntimos de euro/kW ρdisponible(i,h,j): Potencia disponible del grupo i del sistema aislado j en la hora h expresada en kW El primero de los sumandos anteriores representa el coste variable de generación de cada grupo de generación en régimen ordinario y será calculado por el operador del sistema de acuerdo con lo dispuesto en esta orden. El segundo sumando corresponde al coste fijo de generación. Sus valores serán calculados por el operador del sistema por aplicación de la metodología para el cálculo de los valores de Gpot(i,h,
39. j)y de ρdisponible(i,h,
40. j)que apruebe el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, de acuerdo con las Ciudades y las Comunidades Autónomas afectadas y previo informe de la Comisión Nacional de Energía, conforme a lo establecido en el artículo 7.2 y en el artículo 6.4 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre. 2. El coste total de generación de cada grupo del régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j en la hora h será la suma del componente de coste fijo y variable, calculados conforme a lo indicado en el apartado anterior. cg(i,h,
41. j)= cgf(i,h,
42. j)+ cgvar(i,h,
43. j)CAPÍTULO III Metodología de determinación del coste de combustibles de las instalaciones de generación de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares Artículo 6. Coste variable de generación horario de los grupos del régimen ordinario. 1. El coste variable de generación de los grupos del régimen ordinario de los SEIE está compuesto por los siguientes conceptos de coste:
44. a)Costes variables de combustible Son los costes variables de cada grupo generador i asociados a los consumos de combustibles derivados del funcionamiento del grupo. Los costes variables de combustible de cada grupo generador i en cada hora h se calcularán de acuerdo con la siguiente expresión: Cfun(i,h,
45. j)= [a(
46. i)+ b(
47. i)* e(i,h,
48. j)+ c(
49. i)* e2(i,h,j)] * pr(i,h,
50. j)Siendo: e(i,h,j): Potencia media horaria en MW en barras de central en la hora h aportada por el grupo i del sistema eléctrico aislado j. Esta variable se corresponde con la magnitud de las variables et(i,h,
51. j)y e(i,h,j,d), referidas a energías horarias y que son definidas en el artículo 11.1, dependiendo de si se trata de un grupo que vierte su energía en la red de transporte o en la red de distribución. a (i): Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo térmico horario (consumo / potencia neta), valorado en te/h b (i): Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo térmico horario (consumo / potencia neta), valorado en te/h.MW c (i): Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo térmico horario (consumo / potencia neta), valorado en te/h.MW2 pr(i,h,j): Precio medio de la termia de los combustibles utilizados por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora h, valorado en Euros/te PCI, calculado de acuerdo con la siguiente fórmula: Donde: x(c,i,h,j): Fracción de las termias totales aportadas por el combustible c utilizado por el grupo i del sistema eléctrico aislado j Siendo: Q(c,i,h,
52. j)Consumo en toneladas del combustible c por el grupo i del sistema eléctrico aislado j prc(c,i,h,j): Precio del combustible c utilizado por el grupo i del sistema eléctrico aislado j, valorado en Euros/tn pci(c,i,h,j): Poder calorífico inferior del combustible c utilizado por el grupo i del sistema eléctrico aislado j, valorado en te/tn
53. b)Costes de arranque o alternativamente de reserva caliente. El arranque es el proceso por el cual un grupo pasa de un estado de marcha en condiciones de carga mínima, a otro estado de marcha en las mismas condiciones, con un estado intermedio de paro. Car(i,
54. j)recoge los costes derivados del arranque de un grupo, correspondientes tanto al consumo de combustible como a otros costes variables, siendo su formulación la siguiente: Car(i,J) = a’ (
55. i)* [1– exp(–t/b’ (i))] * pr(i,h,
56. j)+ d Donde: t: tiempo transcurrido desde la última parada, en horas a’(i): Parámetro obtenido a partir del ajuste exponencial de la curva consumo / tiempo de parada en horas, valorado en te b’(i): Parámetro obtenido a partir del ajuste exponencial de la curva consumo / tiempo de parada en horas, valorado en horas d: Parámetro que refleja los costes de operación y mantenimiento adicionales debidos al arranque, valorado en Euros. Si para evitar la parada y arranque, el Operador del Sistema hubiera decidido colocar al grupo en situación de reserva caliente, en lugar del coste de arranque anterior, se le aplicarán los costes derivados del mantenimiento del grupo en dicho estado, siendo su formulación la siguiente: Donde: ccrc(i ): Consumo de combustible utilizado por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora hrc durante la cual el grupo se encontraba en situación de reserva caliente, valorado en te PCl/h prc(i,hrc,j): Precio medio de la termia de los combustibles utilizados por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora hrc durante la cual el grupo se encontraba en situación de reserva caliente, valorado en Euros/te PCI Se entiende por situación de reserva caliente para un grupo térmico de vapor, que previamente ha sido desacoplado de la red, aquella que mantiene el estado térmico de la caldera en condiciones que permitan que su acoplamiento a la red a mínimo técnico se produzca de forma inmediata.
57. c)Costes variables de operación y mantenimiento. Corresponde a los costes variables de operación y mantenimiento distintos del valor de los consumos de combustible realizados derivados del funcionamiento del grupo y recoge, básicamente, los costes de materiales y de los trabajos realizados en relación con las revisiones programadas de cada unidad de generación, que se realizan en función de las horas de funcionamiento del grupo, teniendo en cuenta el régimen de funcionamiento y de acuerdo con los planes de mantenimiento de las mismas. Este coste incluye asimismo los otros costes de materias ligadas al funcionamiento del grupo y, en su caso, el coste de capital circulante. Su fórmula de cálculo es la siguiente: Com(i,h,
58. j)= a''(
59. i)+ b''(i)* Cfun(i,h,
60. j)donde: a''(i): Parámetro valorado en Euros/h, que recoge los costes de mantenimiento ligados a las horas de funcionamiento del grupo i, constituyendo un valor fijo por hora de funcionamiento. b''(i): Parámetro expresado en tanto por ciento representativo de los costes de materias fungibles y, en su caso, del coste del capital circulante del grupo i en funcionamiento continuo. Este término es variable y proporcional al coste derivado del consumo de combustible en funcionamiento (Cfun(i,h,j)).
61. d)Costes de banda de regulación Corresponde al sobrecoste de explotación del grupo generador i del sistema eléctrico j por la banda de potencia a subir y a bajar asignada por el operador del sistema para la regulación del equilibrio entre generación y demanda, así como la disponibilidad de un margen de reserva para garantizar la seguridad del sistema, siendo su formulación la siguiente: Creg(i,h,
62. j)= a''(i,h,
63. j)* preg(i,h,
64. j)Donde: a'': Parámetro valorado en Euros/MW preg(i,h,j): Valor de la banda de regulación asignada por el operador del sistema en la hora h al grupo i del sistema eléctrico aislado j, expresada en MW. 2. Para la determinación de los parámetros utilizados para el cálculo de los componentes del coste variable de los grupos del régimen ordinario, la Dirección General de Política Energética y Minas aprobará, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, los valores de los parámetros definidos en el apartado anterior para calcular el coste variable de funcionamiento (a, b, c), el coste de arranque (a’, b’ y d), el coste variable de operación y mantenimiento por funcionamiento (a'' y b'') y el consumo de combustible utilizado por el grupo en situación de reserva caliente ccrc y el coste de la banda de regulación a''. Estos parámetros se fijaran diferenciados por tecnologías y tamaños para los distintos grupos. Los parámetros d y a'' se actualizarán anualmente con el IPC previsto en la tarifa menos 100 puntos básicos. A estos efectos, las empresas propietarias de los grupos deberán realizar las pruebas correspondientes, previa comunicación y en presencia del Operador del Sistema y las remitirán a la Dirección General de Política Energética y Minas. Las pruebas de rendimiento, para la determinación de los parámetros aplicables a los costes de arranque y costes de operación y mantenimiento, responderán a un procedimiento único, por tipo de tecnología, 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. El plazo para la realización de las pruebas será de seis meses contados a partir de la fecha de puesta en servicio del grupo. La Dirección General de Política Energética y Minas podrá revisar cada cuatro años los valores de los parámetros anteriores atendiendo a la evolución de las diferentes tecnologías. 3. Para la redistribución horaria del coste variable de los grupos del régimen ordinario, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá establecer el método para, una vez calculado en cada hora el coste variable horario de cada generador según los conceptos enumerados en el apartado 1, como señal para la demanda, redistribuir en parte entre las distintas horas este coste de tal modo que se refleje cada hora la parte de coste de generación de la que es causante. Redactado el apartado 2 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 124, de 25 de mayo de 2006. Ref. BOE-A-2006-9084. Artículo 6. Coste variable de generación horario de los grupos del régimen ordinario. 1. El coste variable de generación de los grupos del régimen ordinario de los SEIE está compuesto por los siguientes conceptos de coste:
65. a)Costes variables de combustible Son los costes variables de cada grupo generador i asociados a los consumos de combustibles derivados del funcionamiento del grupo. Los costes variables de combustible de cada grupo generador i en cada hora h se calcularán de acuerdo con la siguiente expresión: Cfun(i,h,
66. j)= [a(
67. i)+ b(
68. i)* e(i,h,
69. j)+ c(
70. i)* e2(i,h,j)] * pr(i,h,
71. j)Siendo: e(i,h,j): Potencia media horaria en MW en barras de central en la hora h aportada por el grupo i del sistema eléctrico aislado j. Esta variable se corresponde con la magnitud de las variables et(i,h,
72. j)y e(i,h,j,d), referidas a energías horarias y que son definidas en el artículo 11.1, dependiendo de si se trata de un grupo que vierte su energía en la red de transporte o en la red de distribución. a (i): Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo térmico horario (consumo / potencia neta), valorado en te/h b (i): Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo térmico horario (consumo / potencia neta), valorado en te/h.MW c (i): Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo térmico horario (consumo / potencia neta), valorado en te/h.MW2 pr(i,h,j): Precio medio de la termia de los combustibles utilizados por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora h, valorado en Euros/te PCI, calculado de acuerdo con la siguiente fórmula: Donde: x(c,i,h,j): Fracción de las termias totales aportadas por el combustible c utilizado por el grupo i del sistema eléctrico aislado j Siendo: Q(c,i,h,
73. j)Consumo en toneladas del combustible c por el grupo i del sistema eléctrico aislado j prc(c,i,h,j): Precio del combustible c utilizado por el grupo i del sistema eléctrico aislado j, valorado en Euros/tn pci(c,i,h,j): Poder calorífico inferior del combustible c utilizado por el grupo i del sistema eléctrico aislado j, valorado en te/tn
74. b)Costes de arranque o alternativamente de reserva caliente. El arranque es el proceso por el cual un grupo pasa de un estado de marcha en condiciones de carga mínima, a otro estado de marcha en las mismas condiciones, con un estado intermedio de paro. Car(i,
75. j)recoge los costes derivados del arranque de un grupo, correspondientes tanto al consumo de combustible como a otros costes variables, siendo su formulación la siguiente: Car(i,J) = a’ (
76. i)* [1– exp(–t/b’ (i))] * pr(i,h,
77. j)+ d Donde: t: tiempo transcurrido desde la última parada, en horas a’(i): Parámetro obtenido a partir del ajuste exponencial de la curva consumo / tiempo de parada en horas, valorado en te b’(i): Parámetro obtenido a partir del ajuste exponencial de la curva consumo / tiempo de parada en horas, valorado en horas d: Parámetro que refleja los costes de operación y mantenimiento adicionales debidos al arranque, valorado en Euros. Si para evitar la parada y arranque, el Operador del Sistema hubiera decidido colocar al grupo en situación de reserva caliente, en lugar del coste de arranque anterior, se le aplicarán los costes derivados del mantenimiento del grupo en dicho estado, siendo su formulación la siguiente: Donde: ccrc(i ): Consumo de combustible utilizado por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora hrc durante la cual el grupo se encontraba en situación de reserva caliente, valorado en te PCl/h prc(i,hrc,j): Precio medio de la termia de los combustibles utilizados por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora hrc durante la cual el grupo se encontraba en situación de reserva caliente, valorado en Euros/te PCI Se entiende por situación de reserva caliente para un grupo térmico de vapor, que previamente ha sido desacoplado de la red, aquella que mantiene el estado térmico de la caldera en condiciones que permitan que su acoplamiento a la red a mínimo técnico se produzca de forma inmediata.
78. c)Costes variables de operación y mantenimiento. Corresponde a los costes variables de operación y mantenimiento distintos del valor de los consumos de combustible realizados derivados del funcionamiento del grupo y recoge, básicamente, los costes de materiales y de los trabajos realizados en relación con las revisiones programadas de cada unidad de generación, que se realizan en función de las horas de funcionamiento del grupo, teniendo en cuenta el régimen de funcionamiento y de acuerdo con los planes de mantenimiento de las mismas. Este coste incluye asimismo los otros costes de materias ligadas al funcionamiento del grupo y, en su caso, el coste de capital circulante. Su fórmula de cálculo es la siguiente: Com(i,h,
79. j)= a''(
80. i)+ b''(i)* Cfun(i,h,
81. j)donde: a''(i): Parámetro valorado en Euros/h, que recoge los costes de mantenimiento ligados a las horas de funcionamiento del grupo i, constituyendo un valor fijo por hora de funcionamiento. b''(i): Parámetro expresado en tanto por ciento representativo de los costes de materias fungibles y, en su caso, del coste del capital circulante del grupo i en funcionamiento continuo. Este término es variable y proporcional al coste derivado del consumo de combustible en funcionamiento (Cfun(i,h,j)).
82. d)Costes de banda de regulación Corresponde al sobrecoste de explotación del grupo generador i del sistema eléctrico j por la banda de potencia a subir y a bajar asignada por el operador del sistema para la regulación del equilibrio entre generación y demanda, así como la disponibilidad de un margen de reserva para garantizar la seguridad del sistema, siendo su formulación la siguiente: Creg(i,h,
83. j)= a''(i,h,
84. j)* preg(i,h,
85. j)Donde: a'': Parámetro valorado en Euros/MW preg(i,h,j): Valor de la banda de regulación asignada por el operador del sistema en la hora h al grupo i del sistema eléctrico aislado j, expresada en MW. 2. (Suprimido) 3. Para la redistribución horaria del coste variable de los grupos del régimen ordinario, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá establecer el método para, una vez calculado en cada hora el coste variable horario de cada generador según los conceptos enumerados en el apartado 1, como señal para la demanda, redistribuir en parte entre las distintas horas este coste de tal modo que se refleje cada hora la parte de coste de generación de la que es causante. Se suprime el apartado 2 por la disposición final 1.11 de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio. Ref. BOE-A-2010-9417. Redactado el apartado 2 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 124, de 25 de mayo de 2006. Ref. BOE-A-2006-9084. 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:
86. 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.
87. 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.
88. 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.
89. 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. Se añade por la disposición final 1.1 de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio. Ref. BOE-A-2010-9417. Artículo 7. Cálculo de los precios de combustible. 1. La fórmula de cálculo de los precios de los distintos combustibles consumidos por los grupos generadores de los sistemas insulares y extrapeninsulares, Prc (c,i,h,j), se compone de los siguientes términos: 1.1 Precio del producto: Se corresponde con la cotización internacional CIF en el mercado spot. 1.2 Costes de logística: Son los costes asociados a las operaciones de logística necesarias para llevar el combustible hasta la central, es decir, los conceptos de descarga, servicios portuarios, almacenamientos intermedios, transporte hasta la central en cisterna, buques y camiones, control y adecuación de calidad, tarifas y costes de comercialización. 2. Los combustibles que se considerarán a efectos de retribución por zonas geográficas son los siguientes: 2.1 Baleares: – Hulla importada. – Fuel Oil BIA (1 por ciento de azufre). – Fuel Oil n.º 1 (2,7% de azufre). – Gasoil. 2.2 Canarias: – Fuel Oil BIA (1 por ciento de azufre). – Fuel Oil BIA (0,3 por ciento de azufre). – Diesel Oil. – Gasoil. 2.3 Ceuta y Melilla: – Fuel Oil BIA (1 por ciento de azufre). – Fuel Oil 1250'' Redwood. – Diesel Oil. – Gasoil. En el caso de que se utilizaran nuevos combustibles no contemplados en la relación anterior, el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de las Comunidades Autónomas o Ciudades afectadas, de entre aquellas a las que es aplicable esta orden aprobará el método de cálculo del precio correspondiente al nuevo combustible. 3. Los precios del producto por tipo de combustible se fijarán semestralmente por la Dirección General de Política Energética y Minas, en los meses de enero y julio, y se calcularán como media de las cotizaciones mensuales, correspondientes al semestre inmediatamente anterior, de los siguientes índices y cotizaciones, dependiendo del tipo de combustible: 3.1 Para la hulla importada, será igual al índice API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus. 3.2 Para el Fuel Oil BIA (1 por ciento y 0,3 por ciento de azufre), será igual a la media aritmética de las cotizaciones altas de Fuel Oil 1 por ciento en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan. 3.3 Para el Fuel 1250'' Redwood y el Fuel Oil n.º 1 (2,7% azufre), se establecerá por composición porcentual en peso de la media aritmética de las cotizaciones altas de Gasoil 0,2 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 0,2 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. 3.5 Para el Gasoil, será igual a la media aritmética de las cotizaciones altas de Gasoil 0,2 por ciento en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan. Para la conversión de dólares USA a euros se tomará la media de los tipos de cambio diarios dólar USA-euro publicada por el Banco Central Europeo y correspondiente al periodo de cálculo del precio del combustible. 4. Los valores semestrales indicados en el apartado 3 anterior serán los utilizados a los efectos del despacho de costes variables de generación, aplicándose para cada semestre los correspondientes a la media ponderada del semestre inmediatamente anterior. A efectos de cálculo de la prima de funcionamiento para cada grupo generador, semestralmente en las fechas citadas anteriormente, se procederá a regularizar el coste de combustible del semestre inmediatamente anterior por la diferencia entre los precios reales de los valores indicados en el apartado 3 anterior en dicho semestre y los inicialmente previstos. 5. Los valores del poder calorífico inferior del combustible utilizado por un grupo i del sistema eléctrico j (pci(i,h,j)), valorado en te/tn, serán los siguientes: Pci(i,h,
90. j)(te/
91. tn)Carbón 6.000 Fuel Oil BIA 9.000 Fuel Oil n.º 1 9.750 Fuel Oil 1250’’ 9.750 Gasoil 10.150 Diesel Oil 10.000 La Dirección General de Política Energética y Minas podrá autorizar valores de poder calorífico inferior distintos a los establecidos en el cuadro anterior si las características de los combustibles adquiridos dieran lugar a valores significativamente distintos. 6. Los costes de logística en el año 2006 tomarán los siguientes valores en euros/Tm en función de los combustibles y zonas geográficas: Hulla Fuel Oil BIA 1% Fuel Oil BIA 0,3% Fuel Oil n.º 1 Fuel Oil 1250'' Diesel Oil Gasoil Baleares 12,00 44,77 44,77 60,66 Canarias 22,89 57,89 53,53 35,01 Ceuta y Melilla 54,39 54,39 35,98 102,08 Estos costes de logística se actualizarán anualmente con el índice de precios al consumo IPC previsto en la tarifa menos 100 puntos básicos. La Dirección General de Política Energética y Minas podrá revisar sus valores cada cuatro años atendiendo a la evolución de los mismos. A estos efectos las empresas propietarias de estas instalaciones deberán presentar a la Dirección General de Política Energética y Minas, antes de que finalice el primer trimestre de cada año, los valores auditados de los costes de logística realizados en el año anterior. 7. Los costes de combustible se revisarán en relación con el coste o ingreso neto que resulte al final de cada año, tanto positivo como negativo, como consecuencia de las desviaciones que se produzcan entre los derechos de emisión asignados gratuitamente, y los necesitados realmente por los grupos como consecuencia de la explotación real. Redactados los apartados 6 y 7 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 124, de 25 de mayo de 2006. Ref. BOE-A-2006-9084. Artículo 7. Cálculo de los precios de combustible. 1. La fórmula de cálculo de los precios de los distintos combustibles consumidos por los grupos generadores de los sistemas insulares y extrapeninsulares, Prc (c,i,h,j), se compone de los siguientes términos: 1.1 Precio del producto: Se corresponde con la cotización internacional CIF en el mercado spot. 1.2 Costes de logística: Son los costes asociados a las operaciones de logística necesarias para llevar el combustible hasta la central, es decir, los conceptos de descarga, servicios portuarios, almacenamientos intermedios, transporte hasta la central en cisterna, buques y camiones, control y adecuación de calidad, tarifas y costes de comercialización. 2. Los combustibles que se considerarán a efectos de retribución por zonas geográficas son los siguientes: 2.1 Baleares: – Hulla importada. – Fuel Oil BIA (1 por ciento de azufre). – Fuel Oil n.º 1 (2,7% de azufre). – Gasoil. 2.2 Canarias: – Fuel Oil BIA (1 por ciento de azufre). – Fuel Oil BIA (0,3 por ciento de azufre). – Diesel Oil. – Gasoil. 2.3 Ceuta y Melilla: – Fuel Oil BIA (1 por ciento de azufre). – Fuel Oil 1250'' Redwood. – Diesel Oil. – Gasoil. En el caso de que se utilizaran nuevos combustibles no contemplados en la relación anterior, el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de las Comunidades Autónomas o Ciudades afectadas, de entre aquellas a las que es aplicable esta orden aprobará el método de cálculo del precio correspondiente al nuevo combustible. 3. Los precios del producto por tipo de combustible se fijarán semestralmente por la Dirección General de Política Energética y Minas, en los meses de enero y julio, y se calcularán como media de las cotizaciones mensuales, correspondientes al semestre inmediatamente anterior, de los siguientes índices y cotizaciones, dependiendo del tipo de combustible: 3.1 Para la hulla importada, será igual al índice API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus. 3.2 Para el Fuel Oil BIA (1 por ciento y 0,3 por ciento de azufre), será igual a la media aritmética de las cotizaciones altas de Fuel Oil 1 por ciento en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan. 3.3 Para el Fuel 1250'' Redwood y el Fuel Oil n.º 1 (2,7% azufre), se establecerá por composición porcentual en peso de la media aritmética de las cotizaciones altas de Gasoil 0,2 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 0,2 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. 3.5 Para el Gasoil 0,1 por ciento, será igual a la media aritmética de las cotizaciones altas de Gasoil 0,1 por ciento en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan. Para la conversión de dólares USA a euros se tomará la media de los tipos de cambio diarios dólar USA-euro publicada por el Banco Central Europeo y correspondiente al periodo de cálculo del precio del combustible. 4. Los valores semestrales indicados en el apartado 3 anterior serán los utilizados a los efectos del despacho de costes variables de generación, aplicándose para cada semestre los correspondientes a la media ponderada del semestre inmediatamente anterior. A efectos de cálculo de la prima de funcionamiento para cada grupo generador, semestralmente en las fechas citadas anteriormente, se procederá a regularizar el coste de combustible del semestre inmediatamente anterior por la diferencia entre los precios reales de los valores indicados en el apartado 3 anterior en dicho semestre y los inicialmente previstos. 5. Los valores del poder calorífico inferior del combustible utilizado por un grupo i del sistema eléctrico j (pci(i,h,j)), valorado en te/tn, serán los siguientes: Pci(i,h,
92. j)(te/
93. tn)Carbón 6.000 Fuel Oil BIA 9.000 Fuel Oil n.º 1 9.750 Fuel Oil 1250’’ 9.750 Gasoil 10.150 Diesel Oil 10.000 La Dirección General de Política Energética y Minas podrá autorizar valores de poder calorífico inferior distintos a los establecidos en el cuadro anterior si las características de los combustibles adquiridos dieran lugar a valores significativamente distintos. 6. Los costes de logística en el año 2006 tomarán los siguientes valores en euros/Tm en función de los combustibles y zonas geográficas: Hulla Fuel Oil BIA 1% Fuel Oil BIA 0,3% Fuel Oil n.º 1 Fuel Oil 1250'' Diesel Oil Gasoil Baleares 12,00 44,77 44,77 60,66 Canarias 22,89 57,89 53,53 35,01 Ceuta y Melilla 54,39 54,39 35,98 102,08 Estos costes de logística se actualizarán anualmente con el índice de precios al consumo IPC previsto en la tarifa menos 100 puntos básicos. La Dirección General de Política Energética y Minas podrá revisar sus valores cada cuatro años atendiendo a la evolución de los mismos. A estos efectos las empresas propietarias de estas instalaciones deberán presentar a la Dirección General de Política Energética y Minas, antes de que finalice el primer trimestre de cada año, los valores auditados de los costes de logística realizados en el año anterior. 7. Los costes de combustible se revisarán en relación con el coste o ingreso neto que resulte al final de cada año, tanto positivo como negativo, como consecuencia de las desviaciones que se produzcan entre los derechos de emisión asignados gratuitamente, y los necesitados realmente por los grupos como consecuencia de la explotación real. Se modifica el apartado 3.5 por la disposición final 1 de la Orden ITC/1857/2008, de 26 de junio. Ref. BOE-A-2008-10968. Redactados los apartados 6 y 7 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 124, de 25 de mayo de 2006. Ref. BOE-A-2006-9084. Artículo 7. Cálculo de los precios de combustible. 1. La fórmula de cálculo de los precios de los distintos combustibles consumidos por los grupos generadores de los sistemas insulares y extrapeninsulares, Prc (c,i,h,j), se compone de los siguientes términos: 1.1 Precio del producto: Se corresponde con la cotización internacional CIF en el mercado spot. 1.2 Costes de logística: Son los costes asociados a las operaciones de logística necesarias para llevar el combustible hasta la central, es decir, los conceptos de descarga, servicios portuarios, almacenamientos intermedios, transporte hasta la central en cisterna, buques y camiones, control y adecuación de calidad, tarifas y costes de comercialización. 2. Los combustibles que se considerarán a efectos de retribución por zonas geográficas son los siguientes: 2.1 Baleares: – Hulla importada. – Fuel Oil BIA (1 por ciento de azufre). – Fuel Oil n.º 1 (2,7% de azufre). – Gasoil. 2.2 Canarias: – Fuel Oil BIA (1 por ciento de azufre). – Fuel Oil BIA (0,3 por ciento de azufre). – Diesel Oil. – Gasoil. 2.3 Ceuta y Melilla: – Fuel Oil BIA (1 por ciento de azufre). – Fuel Oil 1250'' Redwood. – Diesel Oil. – Gasoil. En el caso de que se utilizaran nuevos combustibles no contemplados en la relación anterior, el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de las Comunidades Autónomas o Ciudades afectadas, de entre aquellas a las que es aplicable esta orden aprobará el método de cálculo del precio correspondiente al nuevo combustible. 3. Los precios del producto por tipo de combustible se fijarán semestralmente por la Dirección General de Política Energética y Minas, en los meses de enero y julio, y se calcularán como media de las cotizaciones mensuales, correspondientes al semestre inmediatamente anterior, de los siguientes índices y cotizaciones, dependiendo del tipo de combustible: 3.1 Para la hulla importada, será igual al índice API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus. 3.2 Para el Fuel Oil BIA (1 por ciento y 0,3 por ciento de azufre), será igual a la media aritmética de las cotizaciones altas de Fuel Oil 1 por ciento en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan. 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. 3.5 Para el Gasoil 0,1 por ciento, será igual a la media aritmética de las cotizaciones altas de Gasoil 0,1 por ciento en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan. Para la conversión de dólares USA a euros se tomará la media de los tipos de cambio diarios dólar USA-euro publicada por el Banco Central Europeo y correspondiente al periodo de cálculo del precio del combustible. 4. Los valores semestrales indicados en el apartado 3 anterior serán los utilizados a los efectos del despacho de costes variables de generación, aplicándose para cada semestre los correspondientes a la media ponderada del semestre inmediatamente anterior. A efectos de cálculo de la prima de funcionamiento para cada grupo generador, semestralmente en las fechas citadas anteriormente, se procederá a regularizar el coste de combustible del semestre inmediatamente anterior por la diferencia entre los precios reales de los valores indicados en el apartado 3 anterior en dicho semestre y los inicialmente previstos. 5. Los valores del poder calorífico inferior del combustible utilizado por un grupo i del sistema eléctrico j (pci(i,h,j)), valorado en te/tn, serán los siguientes: Pci(i,h,
94. j)(te/
95. tn)Carbón 6.000 Fuel Oil BIA 9.000 Fuel Oil n.º 1 9.750 Fuel Oil 1250’’ 9.750 Gasoil 10.150 Diesel Oil 10.000 La Dirección General de Política Energética y Minas podrá autorizar valores de poder calorífico inferior distintos a los establecidos en el cuadro anterior si las características de los combustibles adquiridos dieran lugar a valores significativamente distintos. 6. Los costes de logística en el año 2006 tomarán los siguientes valores en euros/Tm en función de los combustibles y zonas geográficas: Hulla Fuel Oil BIA 1% Fuel Oil BIA 0,3% Fuel Oil n.º 1 Fuel Oil 1250'' Diesel Oil Gasoil Baleares 12,00 44,77 44,77 60,66 Canarias 22,89 57,89 53,53 35,01 Ceuta y Melilla 54,39 54,39 35,98 102,08 Estos costes de logística se actualizarán anualmente con el índice de precios al consumo IPC previsto en la tarifa menos 100 puntos básicos. La Dirección General de Política Energética y Minas podrá revisar sus valores cada cuatro años atendiendo a la evolución de los mismos. A estos efectos las empresas propietarias de estas instalaciones deberán presentar a la Dirección General de Política Energética y Minas, antes de que finalice el primer trimestre de cada año, los valores auditados de los costes de logística realizados en el año anterior. 7. Los costes de combustible se revisarán en relación con el coste o ingreso neto que resulte al final de cada año, tanto positivo como negativo, como consecuencia de las desviaciones que se produzcan entre los derechos de emisión asignados gratuitamente, y los necesitados realmente por los grupos como consecuencia de la explotación real. Se modifican los apartados 3.3 y 3.4 por la disposición final 1.2 de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio. Ref. BOE-A-2010-9417. Se modifica el apartado 3.5 por la disposición final 1 de la Orden ITC/1857/2008, de 26 de junio. Ref. BOE-A-2008-10968. Redactados los apartados 6 y 7 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 124, de 25 de mayo de 2006. Ref. BOE-A-2006-9084. CAPÍTULO IV Procedimiento de liquidación de la energía en los SEIE Artículo 8. Información a utilizar para realizar las liquidaciones. Para realizar la liquidación económica de las energías el Operador del Mercado utilizará la siguiente información relativa a costes, precios y energías: 1.º 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.º Precio final horario de generación en cada sistema extrapeninsular (PFG (h)) calculado conforme a lo establecido en punto noveno apartado 9.2. 3.º Precio medio final horario de adquisición de la energía para los distribuidores en el mercado de producción peninsular (PMDP(h)). 4.º Precio medio final horario de adquisición de energía para los comercializadores en el mercado de producción peninsular (PMCP(h)). 5.º Precio medio final horario de adquisición de energía para los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho (PMCCP(h)). 6.º Energías producidas y adquiridas por los agentes calculadas de acuerdo con lo establecido en el presente capítulo. 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. Se modifica por la disposición final 1.3 de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio. Ref. BOE-A-2010-9417. Artículo 9. Precio final horario de generación. 1. El operador del mercado calculará y publicará los valores del precio final horario de generación de cada sistema eléctrico aislado de cada SEIE y el precio final horario de generación de cada SEIE a partir de la información proporcionada por el Operador del Sistema que se relaciona en el artículo 15. 2. El precio final horario de generación en cada sistema eléctrico aislado j de cada SEIE, PFG(h,j), se calculará como el cociente entre la suma de los costes horarios de todos los grupos de generación del régimen ordinario pertenecientes al sistema eléctrico aislado j y la suma de la energía generada por los mismos, tal como se establece en la siguiente fórmula: 3. El precio final de generación de cada SEIE en la hora h, PFG(h), se calcula como el cociente entre la suma de los costes horarios de todos los grupos de generación en régimen ordinario de cada sistema aislado j y la suma de la energía generada por los mismos: 4. De acuerdo con lo establecido en el artículo 10 del Real Decreto 174712003, de 19 de diciembre, la liquidación de la energía vertida por los productores en régimen especial que participen en el despacho de generación se computará al precio final horario de generación PFG(
96. h)de los grupos pertenecientes al régimen ordinario del mismo SEIE. Artículo 9. Precio final horario de generación. 1. El operador del mercado calculará y publicará los valores del precio final horario de generación de cada sistema eléctrico aislado de cada SEIE y el precio final horario de generación de cada SEIE a partir de la información proporcionada por el Operador del Sistema que se relaciona en el artículo 15. 2. El precio final horario de generación en cada sistema eléctrico aislado j de cada SEIE, PFG(h,j), se calculará como el cociente entre la suma de los costes horarios de todos los grupos de generación del régimen ordinario pertenecientes al sistema eléctrico aislado j y la suma de la energía generada por los mismos, tal como se establece en la siguiente fórmula: 3. El precio final de generación de cada SEIE en la hora h, PFG(h), se calcula como el cociente entre la suma de los costes horarios de todos los grupos de generación en régimen ordinario de cada sistema aislado j y la suma de la energía generada por los mismos: Se suprime el apartado 4 por la disposición final 2.1 de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre. Ref. BOE-A-2008-21009. Artículo 9. Precio final horario de generación. 1. (Suprimido) 2. El precio final horario de generación en cada sistema eléctrico aislado j de cada SEIE, PFG(h,j), se calculará como el cociente entre la suma de los costes horarios de todos los grupos de generación del régimen ordinario pertenecientes al sistema eléctrico aislado j y la suma de la energía generada por los mismos, tal como se establece en la siguiente fórmula: 3. El precio final de generación de cada SEIE en la hora h, PFG(h), se calcula como el cociente entre la suma de los costes horarios de todos los grupos de generación en régimen ordinario de cada sistema aislado j y la suma de la energía generada por los mismos: Se suprime el apartado 1 por la disposición final 1.4 de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio. Ref. BOE-A-2010-9417. Se suprime el apartado 4 por la disposición final 2.1 de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre. Ref. BOE-A-2008-21009. Artículo 10. Periodicidad y frecuencia de las liquidaciones. 1. Para las liquidaciones diarias, el operador del mercado pondrá a disposición de los agentes que operan en un SEIE la liquidación correspondiente al horizonte diario de programación para cada uno de los sistemas aislados y el registro de anotaciones en cuenta, con distinción de cada periodo horario, dentro de los tres días hábiles siguientes, así como la información sobre los derechos de cobro y obligaciones de pago derivados de la misma. Dicha liquidación se realizará con los precios de adquisición obtenidos en las liquidaciones del sistema peninsular realizadas para dicho día, y los datos que le suministre el Operador del Sistema establecidos en el artículo 15. Estas liquidaciones serán provisionales y no darán lugar a facturación alguna, siendo utilizadas, exclusivamente, para la gestión de las garantías de pago 2. Para las liquidaciones mensuales provisionales, se establecen las siguientes reglas de procedimiento: 1.º El Operador del Mercado liquidará las energías intercambiadas de cada sistema de despacho económico de la generación con carácter mensual. 2.º La primera liquidación mensual del mes m se realizará con los precios de adquisición obtenidos en las liquidaciones del sistema peninsular para dicho mes y la información que le proporcionará el operador del sistema que se detalla en el punto decimoquinto. 3.º La primera liquidación correspondiente a un mes m se pondrá a disposición de los agentes tres días antes de la fecha de pagos y cobros establecida por el operador del mercado para la liquidación del mes m en la península, con objeto de que los cobros y pagos de los SEIE y peninsulares puedan liquidarse conjuntamente. 4.º En el caso de que se hubiese producido alguna modificación sobre los datos que se utilizaron en la primera liquidación del mes m, el operador del sistema pondrá a disposición del operador del mercado la nueva información de acuerdo con lo establecido en el punto decimoquinto. Con esta nueva información el operador del mercado realizará durante el mes m+3 una nueva liquidación del mes m, que se pondrá a disposición de los agentes tres días antes de la fecha de pagos y cobros establecida por el operador del mercado para la liquidación de mes m+2 en la península, con objeto de que los cobros y pagos de los SEIE y peninsulares puedan liquidarse conjuntamente 5.º El Operador del Mercado realizará una nueva liquidación del mes m tan pronto como disponga de la totalidad de las medidas firmes en barras de central recibidas del operador del sistema de acuerdo con lo establecido en el punto decimoquinto. Esta liquidación se realizará antes de transcurrido un mes desde que se disponga de todos los datos necesarios y, siempre que sea posible, durante la primera quincena del mes, de modo que los cobros y pagos se harán coincidir con los de la liquidación mensual que corresponda del sistema peninsular. Para la realización de esta liquidación se utilizarán los precios peninsulares de adquisición de energía de distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren su energía directamente en el mercado de producción correspondientes a la última liquidación del mes m realizada en el mercado peninsular. Esta liquidación del mes m calculada con medidas firmes no tendrá el carácter de definitiva en tanto que no se disponga de los valores definitivos de los distintos costes y parámetros que sirven de base para el cálculo de los costes de generación correspondientes a los distintos grupos del régimen ordinario, así como de los precios definitivos de adquisición de energía por parte de los distribuidores, comercializadores y consumidores que compran directamente al mercado en el sistema eléctrico peninsular que se utilizaran a efectos de las liquidaciones definitivas de los SEIE. Una vez que se disponga de estos valores se practicará la liquidación definitiva a la que se refiere el artículo 10.3 de esta orden. 6.º Para la realización de las liquidaciones mensuales provisionales de los conceptos definidos en los apartados 2 y 3 del artículo 18 del Real Decreto 174712003, de 19 de diciembre, la CNE utilizará la información que le proporcionará el operador del mercado que se detalla en el punto decimoséptimo. Asimismo, la información procedente de las liquidaciones mensuales será utilizada por la CNE a los efectos establecidos en el párrafo segundo del artículo 18.1 del citado Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre. 3. A efectos de las liquidaciones mensuales definitivas, se procederá como sigue: 1.º La Dirección General de Política Energética y Minas publicará antes del día 31 de marzo del año n+1 los valores definitivos de los distintos costes y parámetros que sirven de base para el cálculo de los costes de generación de los grupos del régimen ordinario para el año n. 2.º El Operador del Mercado publicará en su Web antes del 31 de marzo del año n+1 los últimos valores disponibles de los precios de adquisición de la energía en la península para los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho para cada una de las horas de los 12 meses del año n. Estos precios tendrán el carácter de definitivos a efectos de la liquidación de la energía en los SEIE, sin perjuicio de su posterior modificación a efectos de las liquidaciones del mercado peninsular. 3.º Una vez se hayan publicado los valores definitivos de costes y parámetros señalados en el apartado 1, el operador del sistema pondrá a disposición del operador del mercado, en un plazo no superior a 1 mes desde el momento de publicación de los mismos, la información del coste definitivo de generación de cada grupo generador del régimen ordinario, distinguiendo la parte fija y la parte variable del mismo para cada hora del mes. El coste de combustible así obtenido será definitivo a efectos de la liquidación de la energía de los SEIE, pero podrá sufrir variación a efectos de la retribución definitiva de la generación en las liquidaciones de la Comisión Nacional de Energía si en su cálculo no se hubiera dispuesto de las cotizaciones internacionales de los combustibles correspondientes. 4.º El Operador del Mercado publicará la liquidación definitiva del despacho económico de la generación correspondiente a los 12 meses del año n en un plazo máximo de un mes contado a partir de la recepción desde el operador del sistema de los valores definitivos de los costes horarios de generación de los grupos del régimen ordinario durante el año n, de acuerdo con lo establecido en el párrafo 3 anterior. 5.º Una vez publicadas las liquidaciones definitivas a que se refiere el párrafo anterior, los agentes pertenecientes al régimen ordinario y al régimen especial que operen en los SEIE solicitarán, en un plazo no superior a tres meses desde la citada publicación de acuerdo con el punto 4 del artículo 18 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, a la Dirección General de Política Energética y Minas, la liquidación definitiva de las cuantías establecida en los apartados 2 y 3 del artículo 18 del citado Real Decreto. Artículo 10. Periodicidad y frecuencia de las liquidaciones. 1. Liquidaciones mensuales y sus avances diarios:
97. 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.
98. 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. A tal efecto, el precio horario de adquisición de la energía en la hora h para cada comercializador y consumidor directo, así como para los consumos auxiliares de las instalaciones de la generación en régimen especial y generación en régimen ordinario en el despacho de los SEIE será la suma de dos componentes: – El precio medio final en la hora h de los comercializadores y consumidores directos que adquieren su energía para clientes finales nacionales en el sistema eléctrico peninsular sin incluir los pagos por capacidad. – El precio medio por pago por capacidad que corresponda en la hora h al comercializador y consumidor directo en los SEIE determinado según la fórmula del punto 2 de la Disposición adicional séptima de la orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, sustituyendo en la fórmula la energía adquirida en el mercado por la energía adquirida en el despacho del SEIE.
99. c)A los efectos de las liquidaciones mensuales, el tipo de interés anual y la prima complementaria del artículo 13 serán los establecidos por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas o, en su defecto, el interés legal del dinero y el valor ±1,5% como prima complementaria. 2. Liquidaciones mensuales definitivas del despacho económico de generación:
100. a)La Dirección General de Política Energética y Minas publicará antes del 31 de marzo del año n los valores definitivos de los distintos costes y parámetros que sirven de base para el cálculo de los costes de generación de los grupos de régimen ordinario para el año n.
101. b)A efectos de lo dispuesto en el artículo 18.2 del Real Decreto 1747/2003, el Operador del Sistema publicará la liquidación definitiva del despacho económico de la generación correspondiente a los 12 meses del año n en un plazo máximo de un mes contado a partir de la publicación del cierre de medidas definitivas.
102. c)Una vez publicadas las liquidaciones definitivas a las que se refiere el apartado anterior, los agentes pertenecientes al régimen ordinario y al régimen especial que operen en los SEIE solicitarán, en un plazo no superior a tres meses desde la citada publicación de acuerdo con el punto 4 del artículo 18 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, a la Dirección General de Política Energética y Minas, la liquidación definitiva de sus costes. Mensualmente la Comisión Nacional de Energía hará las liquidaciones provisionales que correspondan. Se modifica por la disposición final 2.2 de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre. Ref. BOE-A-2008-21009. Artículo 10. Periodicidad y frecuencia de las liquidaciones. 1. Liquidaciones mensuales y sus avances diarios:
103. 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.
104. 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. A tal efecto, el precio horario de adquisición de la energía en la hora h para cada comercializador y consumidor directo, así como para los consumos auxiliares de las instalaciones de la generación en régimen especial y generación en régimen ordinario en el despacho de los SEIE será la suma de dos componentes: – El precio medio final en la hora h de los comercializadores y consumidores directos que adquieren su energía para clientes finales nacionales en el sistema eléctrico peninsular sin incluir los pagos por capacidad. – El precio medio por pago por capacidad que corresponda en la hora h al comercializador y consumidor directo en los SEIE determinado según la fórmula del punto 2 de la Disposición adicional séptima de la orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, sustituyendo en la fórmula la energía adquirida en el mercado por la energía adquirida en el despacho del SEIE.
105. c)El precio de adquisición de la energía calculado en el punto
106. b)anterior 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.
107. d)A los efectos de las liquidaciones mensuales, el tipo de interés anual y la prima complementaria del artículo 13 serán los establecidos por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas o, en su defecto, el interés legal del dinero y el valor ±1,5% como prima complementaria. 2. Liquidaciones mensuales definitivas del despacho económico de generación:
108. a)La Dirección General de Política Energética y Minas publicará antes del 31 de marzo del año n los valores definitivos de los distintos costes y parámetros que sirven de base para el cálculo de los costes de generación de los grupos de régimen ordinario para el año n.
109. b)A efectos de lo dispuesto en el artículo 18.2 del Real Decreto 1747/2003, el Operador del Sistema publicará la liquidación definitiva del despacho económico de la generación correspondiente a los 12 meses del año n en un plazo máximo de un mes contado a partir de la publicación del cierre de medidas definitivas.
110. c)Una vez publicadas las liquidaciones definitivas a las que se refiere el apartado anterior, los agentes pertenecientes al régimen ordinario y al régimen especial que operen en los SEIE solicitarán, en un plazo no superior a tres meses desde la citada publicación de acuerdo con el punto 4 del artículo 18 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, a la Dirección General de Política Energética y Minas, la liquidación definitiva de sus costes. Mensualmente la Comisión Nacional de Energía hará las liquidaciones provisionales que correspondan. Se modifican las letras
111. c)y
112. d)del apartado 1 por la disposición final 2.1 de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio. Ref. BOE-A-2009-10328. Se modifica por la disposición final 2.2 de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre. Ref. BOE-A-2008-21009. Artículo 10. Periodicidad y frecuencia de las liquidaciones. 1. Liquidaciones mensuales y sus avances diarios:
113. 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.
114. 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. 2. Liquidaciones mensuales definitivas del despacho económico de generación:
115. a)La Dirección General de Política Energética y Minas publicará antes del 31 de marzo del año n los valores definitivos de los distintos costes y parámetros que sirven de base para el cálculo de los costes de generación de los grupos de régimen ordinario para el año n.
116. b)A efectos de lo dispuesto en el artículo 18.2 del Real Decreto 1747/2003, el Operador del Sistema publicará la liquidación definitiva del despacho económico de la generación correspondiente a los 12 meses del año n en un plazo máximo de un mes contado a partir de la publicación del cierre de medidas definitivas.
117. c)Una vez publicadas las liquidaciones definitivas a las que se refiere el apartado anterior, los agentes pertenecientes al régimen ordinario y al régimen especial que operen en los SEIE solicitarán, en un plazo no superior a tres meses desde la citada publicación de acuerdo con el punto 4 del artículo 18 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, a la Dirección General de Política Energética y Minas, la liquidación definitiva de sus costes. Mensualmente la Comisión Nacional de Energía hará las liquidaciones provisionales que correspondan. Se modifica el apartado 1 por la disposición final 1.5 de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio. Ref. BOE-A-2010-9417. Se modifican las letras
118. c)y
119. d)del apartado 1 por la disposición final 2.1 de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio. Ref. BOE-A-2009-10328. Se modifica por la disposición final 2.2 de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre. Ref. BOE-A-2008-21009. Artículo 11. Energías a liquidar: asignación de las pérdidas de la red de transporte y distribución. 1. Definición del equilibrio generación-demanda para las liquidaciones. 1.º Para cada sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE, en cada hora h el equilibrio generación-demanda queda definido por la siguiente igualdad: Siendo: – etm (i,h,j): Energía neta medida en barras de central generada en la hora h por el grupo del régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE que vierte su energía a la red de transporte – em (i,h,j,d): Energía neta medida en barras de central generada en la hora h por el grupo del régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE que vierte su energía a la red de distribución perteneciente al distribuidor d – etm (e,h,j): Energía neta medida en barras de central generada en la hora h por el grupo del régimen especial e del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE que está conectado a la red de transporte y vende su energía a través del sistema de despacho económico de la energía. – em (e,h,j,d): Energía neta medida en barras de central generada en la hora h por el grupo del régimen especial e del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE que está conectado a la red de distribución propiedad del distribuidor d y vende su energía a través del sistema de despacho económico de la energía. – em (en,h,j): Energía neta medida en barras de central generada en la hora h por el grupo del régimen especial en del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE que no vende su energía a través del sistema de despacho económico de la generación – EM(d,h,j): Energía medida en la hora h de los puntos frontera de los clientes del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE – EMCT (c,h,j): Energía medida en la hora h de los puntos frontera de los clientes del comercializador c del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE que están conectados a la red de transporte – EMC(c,h,j,d): Energía medida en la hora h de los puntos frontera de los clientes del comercializador c del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE que están conectados a la red distribución del distribuidor d – EMCCT (cc,h,j): Energía medida en la hora h del punto frontera del consumidor cc conectado a la red de transporte que adquiere su energía directamente en el despacho de generación del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE – EMCC (cc,h,j,d): Energía medida en la hora h del punto frontera del consumidor cc conectado a la red de distribución del distribuidor d que adquiere su energía directamente en el despacho de generación del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE – PTD(h,j): Pérdidas de las redes de transporte y distribución Y siendo IT y ID el número de grupos en régimen ordinario conectados, respectivamente, en la red de transporte y en la red del distribuidor d, ET y ED el número de grupos del régimen especial que venden su energía a través del despacho económico conectados, respectivamente, en la red de transporte y en la red del distribuidor d, End el número de grupos del régimen especial que no vende su energía a través del despacho económico, D el número de empresas distribuidoras, CT y CD el número de empresas comercializadoras con consumidores conectados, respectivamente, en la red de transporte y en la red del distribuidor d en cada sistema eléctrico aislado j, y CCT y CCD el número de consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho que están conectados, respectivamente, en la red de transporte y en la red del distribuidor d en cada sistema eléctrico aislado j La energía neta medida en barras de central para centrales multigrupo que dispongan de consumos auxiliares asignados simultáneamente a varios grupos, se calculará para cada grupo, como la energía neta de grupo menos la parte proporcional de consumos auxiliares repartida en función de la energía generada por cada uno de los grupos. 2.º Para poder realizar la liquidación económica de las energías intercambiadas entre vendedores y compradores se asignarán las pérdidas de transporte y distribución a los distintos compradores de energía, de forma que se pueda elevar a barras de central la energía medida de éstos y así igualar el valor total de la energía generada y demandada 3.º La liquidación económica de la energía se podrá realizar cuando el operador del mercado disponga, además de los valores de energía generada señalados en el punto 1 anterior (etm(i,h,j), em(i,h,j,d), etm(e,h,j), em(e,h,j,d)), de la siguiente información relativa a las energías demandadas: EDD(d,h,j): Energía demandada en la hora h por el distribuidor d del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE, descontada la correspondiente a la generación en régimen especial que no participa en el despacho económico y vierte en su zona de distribución, pasada a barras de central. EDCT(c,h,j): Energía demandada en la hora h por los clientes del comercializador c del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE que están conectados a la red de transporte, pasada a barras de central. EDC(c,h,j,d): Energía demandada en la hora h por los clientes del comercializador c del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE que están conectados a la red distribución del distribuidor d, pasada a barras de central. EDCCT (cc,h,j): Energía demandada en la hora h por el consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc que está conectado en la red de transporte del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE, pasada a barras de central. EDCC(cc,h,j,d): Energía demandada en la hora h por el consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc que está conectado en la red de de distribución del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE, pasada a barras de central. 4.º Los valores de las energías señaladas en el apartado anterior se obtendrán a partir de las mejores medidas efectivas o de los valores programados de demanda, de acuerdo con lo establecido en el punto noveno, en el que se detallan las liquidaciones mensuales a realizar. 5.º El paso a barras de central de las energías medidas demandadas por los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho referidas en el apartado 3 será realizado automáticamente por el concentrador de medidas eléctricas de cada SEIE en la forma establecida en apartado 4.1. de este artículo 6.º A efectos de liquidaciones, una vez elevadas a barras de central las demandas medidas de los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho, para cada sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE, en cada hora h se deberá de cumplir la siguiente igualdad: Donde las variables EDDm(d,h,j), EDCTm(c,h,j), EDCm(c,h,j,d), EDCCTm(cc,h,j y EDCCm(cc,h,j,
120. d)son las demandas medidas de los distintos agentes compradores elevadas a barras de central de acuerdo con lo establecido en el apartado 4.2 de este artículo. 2. Pérdidas de las redes de transporte y distribución. 1.º Las perdidas medidas de la red de transporte de cada uno de los sistemas eléctricos aislados que conforman los SEIE serán asignadas a los distribuidores que operen en dichos sistemas en la forma que se establece en este apartado 2, sin perjuicio de la deducción de las mismas de las pérdidas estándar reglamentariamente establecidas asignadas a los clientes de los comercializadores y a los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho. 2.º A efectos del presente procedimiento de liquidación de la energía, la energía generada por los grupos del régimen ordinario y del régimen especial conectados en la red de distribución tendrá la misma consideración de energía en barras de central que la energía generada por grupos conectados en la red de transporte 3.º Las pérdidas en la red de transporte en cada uno de los sistemas eléctricos aislados de un SEIE se definen en la forma establecida en el artículo 33 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimiento de autorización de instalaciones de energía eléctrica, con las particularidades respecto a las instalaciones que son consideradas como pertenecientes a la red de transporte que apliquen a cada SEIE de acuerdo con lo establecido en el artículo 12 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre. 4.º Las pérdidas en la red de transporte serán calculadas de forma horaria en cada uno de los sistemas eléctricos aislados que conforman los SEIE por la diferencia entre la energía eléctrica medida en los puntos frontera de los grupos de generación con la red de transporte y el volumen de energía medido en los puntos frontera de la red de transporte con los distribuidores y consumidores cualificados directamente conectados a la red de transporte. 5.º Las pérdidas de la red de distribución, con excepción de las que están incluidas en los coeficientes de elevación a barras de central aplicados a los clientes de los comercializadores y a los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho, son soportadas por los consumidores finales a tarifa regulada. 6.º Una vez que se disponga de las medidas de todos los puntos frontera generación-transporte y transporte-distribución y consumidores directamente conectados a la red de transporte, las pérdidas de transporte de cada sistema eléctrico aislado perteneciente a un SEIE que serán asignadas a los distribuidores, a los clientes de los comercializadores conectados en la red de distribución y a los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho que estén conectados en distribución se calcularán según la siguiente fórmula: Siendo: PT(h,j): Pérdidas de la red de transporte en la hora h del sistema eléctrico aislado j, descontadas las que corresponden a clientes conectados directamente a la red de transporte que adquieren su energía a través de un comercializador y las que corresponden a consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho que están conectados en la red de transporte. EMF(d,h,j): Energía medida en la hora h en los puntos frontera con la red de transporte del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j. Entre estos puntos frontera se consideran también los puntos frontera ficticios entre transporte y los clientes conectados en la red de transporte que compran su energía a tarifa regulada. EMCT(c,h,j,z): Energía medida en la hora h a los consumidores del comercializador c conectados directamente en el nivel de tensión y tarifa de acceso z de la red de transporte del sistema eléctrico aislado j EMCCT(cc,h,j,z): Energía medida en la hora h al consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc que está conectados directamente en el nivel de tensión y tarifa de acceso z de la red de transporte del sistema eléctrico aislado j CP(z): Coeficiente de perdidas de paso del nivel de tensión y tarifa de acceso z a barras de central, en tanto por uno, según se establece en el Real Decreto por el que se determina la tarifa media o de referencia de cada año n: Niveles de tensión y tarifas de acceso de conexión a la red de transporte 3. Sistema de medidas. 1.º El operador del sistema será responsable del diseño, organización y mantenimiento de un sistema de medidas que permita, entre otros objetivos, la liquidación de las energías intercambiadas por los agentes a través del sistema de despacho económico de la energía. Las obligaciones de los agentes y del operador del sistema como responsable del sistema de medidas son las definidas en el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica y disposiciones posteriores que lo desarrollan o modifican, así como en los procedimientos de operación correspondientes. 2.º El sistema de medidas permitirá la agregación de toda la información relevante a nivel de los sistemas eléctricos aislados que conforman los SEIE. 3.º Al objeto de realizar la liquidación de las energías intercambiadas por los agentes a través del sistema de despacho económico de la energía, el sistema de medidas deberá ser capaz de suministrar los datos necesarios para calcular los valores de las variables referidas en el párrafo 3° del apartado 1 de este artículo. 4.º Las fechas en las cuales los datos correspondientes a las medidas de un determinado periodo de liquidaciones deberán estar disponibles para la liquidación económica serán las establecidas en el procedimiento de operación correspondiente. 4. Determinación de las energías a liquidar. 1.º La determinación de la energía demandada en barras de central por los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho dependerá de la disponibilidad de medidas firmes de estos agentes. En tanto que no se disponga de estas medidas, se utilizarán los valores de energía programada remitidos por dichos agentes al operador del sistema y a su vez por éste al operador del mercado de acuerdo con lo establecido en el artículo 15. 2.º En las liquidaciones mensuales provisionales referidas en el apartado 2 del artículo 10, mientras no se disponga de las medidas de todos los agentes se generará un desajuste por la diferencia entre la energía en barras de central medida de los generadores y la suma de las demandas en barras de central, bien medida o bien programada, de los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho. Para equilibrar este desajuste, el descuadre total se asignará a un agente de cierre. 3.º El operador del mercado determinará el agente que actuará como agente de cierre en cada sistema eléctrico, de acuerdo con los siguientes criterios:
121. a)En los sistemas eléctricos aislados en los que existan varias empresas distribuidoras se designará como agente de cierre a la empresa distribuidora con mayor volumen de facturación en el año anterior.
122. b)En los sistemas eléctricos aislados en los que exista una única empresa distribuidora, ésta ejercerá automáticamente como agente de cierre. 4.1 Determinación de las energías a liquidar en ausencia de medidas. De forma transitoria, y mientras no existan medidas en los puntos fronteras entre transporte y distribución y distribución-distribución, o medidas de los agentes comercializadores, o consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho, la energía a liquidar a distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho será la correspondiente a su previsión de demanda, que están obligados a comunicar al Operador del Sistema según se establece en al artículo 4 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre. A estos efectos, los programas de demanda de energía estarán referidos directamente a barras de central De igual manera, si no se dispone de las medidas de los grupos generadores, se utilizarán provisionalmente los valores utilizados en el despacho y comunicados por el operador del sistema. No obstante lo anterior, si se dispone de las medidas del conjunto de los puntos frontera correspondientes a la energía adquirida por un agente en un SEIE, se utilizarían estas medidas en la liquidación de dicho agente. De esta forma, las energías a liquidar a cada tipo de agente en ausencia de medidas serán las siguientes:
123. a)A cada grupo generador i en el sistema eléctrico aislado j se le liquidará en la hora h el valor estimado de su energía medida, calculado conforme se establece en los procedimientos de operación de los SEIE, o, en su defecto, su energía programada, que se denominará etp(i,h,
124. j)o ep(i,h,j,
125. d)en línea con las variables ya definidas en el apartado 1 de este artículo.
126. b)A cada grupo generador en régimen especial e que participa en el despacho de generación del sistema eléctrico aislado j se le liquidará en la hora h el valor estimado de su energía medida, calculado conforme se establece en los procedimientos de operación de los SEIE, o, en su defecto su energía programada, que se denominará etp(e,h,
127. j)o ep(e,h,j,
128. d)en línea con las variables ya definidas en el apartado 1 de este artículo.
129. c)A cada comercializador c que tiene clientes en el sistema eléctrico aislado j se le liquidará en la hora h su energía programada, que estará directamente referida a barras de central y se denominará EDCp(c,h,
130. j)
131. d)A cada consumidor cc que adquiere su energía directamente al despacho de generación en el sistema eléctrico aislado j, se le liquidará en la hora h su energía programada, que estará directamente referida a barras de central y se denominará EDCCp(cc,h,j).
132. e)A cada distribuidor d del sistema eléctrico aislado j, con excepción del que actúe como agente de cierre de acuerdo con lo establecido en el apartado 4 de este artículo se le liquidará en la hora h su energía programada, que estará directamente referida a barras de central, tendrá descontada la previsión de adquisición de energía a productores en régimen especial que no participan en el despacho económico de la generación y se denominará EDDp(d,h,
133. j)
134. f)Al distribuidor de cierre del sistema eléctrico aislado j se le liquidará en la hora h una energía que se obtendrá como diferencia entre las energías producidas por los grupos de generación en régimen ordinario y los del régimen especial que vendan sus energías a través del sistema de despacho económico y las demandas del resto de agentes, ya sean programadas o medidas para los que disponen de las mismas. La energía a liquidar al distribuidor de cierre se denominará EDDp(dc,h,
135. j)y se calculará según la siguiente fórmula: Siendo: EDDp(dc,h,j): Energía a liquidar al distribuidor de cierre del sistema eléctrico aislado j en la hora h, obtenida en base a programa. EDDp(d,h,j): Energía programada a liquidar al distribuidor d del sistema eléctrico aislado j en la hora h. EDCp,(c,h,j): Energía programada a liquidar al comercializador c del sistema eléctrico aislado j en la hora h, para los Cp comercializadores de los que no se dispone de medida EDCCp(cc,h,j): Energía programada a liquidar al consumidor cc que compra su energía directamente al despacho de generación del sistema eléctrico aislado j en la hora h, para los CCp consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho de los que no se dispone de medida EDCm(c,h,j): Energía medida a liquidar al comercializador c del sistema eléctrico aislado j en la hora h, calculada según se establece en el apartado 4.2 de este artículo, para los Cm comercializadores de los que se dispone de medida EDCCm(cc,h,j): Energía medida a liquidar al consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho directo cc del sistema eléctrico aislado j en la hora h, calculada según se establece en el párrafo 4.2 de este artículo, para los CCm consumidores directos de los que se dispone de medida ITp: Número de generadores en régimen ordinario conectados en la red de transporte de los que no se dispone de medida IDp: Número de generadores en régimen ordinario conectados en la red de distribución de los que no se dispone de medida ETp: Número de generadores en régimen especial conectados en la red de transporte y que venden su energía a través del despacho económico de generación de los que no se dispone de medida EDp: Número de generadores en régimen especial conectados en la red de distribución y que venden su energía a través del despacho económico de generación de los que no se dispone de medida ITm: Número de generadores en régimen ordinario conectados en la red de transporte de los que se dispone de medida IDm: Número de generadores en régimen ordinario conectados en la red de distribución de los que se dispone de medida ETm Número de generadores en régimen especial conectados en la red de transporte y que venden su energía a través del despacho económico de generación de los que se dispone de medida EDm Número de generadores en régimen especial conectados en la red de distribución y que venden su energía a través del despacho económico de generación de los que se dispone de medida Cp: Número de comercializadores de los que no se dispone de medida CCp Número de consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho de los que no se dispone de medida Cm: Número de comercializadores de los que se dispone de medida CCm: Número de consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho de los que se dispone de medida 4.2 Determinación de las energías a liquidar cuando se dispone de medidas. A cada grupo generador en régimen ordinario i en el sistema eléctrico aislado j se le liquidará en la hora h su energía medida, que se denominará etm (i,h,
136. j)o em(i,h,j,
137. d)de acuerdo con lo establecido en el apartado 1 de este artículo. De igual forma, a cada grupo generador en régimen especial que participa en el despacho e del sistema eléctrico aislado j se liquidará en la hora h su energía medida, que se denominará etm(e,h,
138. j)o em(e,h,j,
139. d)de acuerdo con lo establecido en el apartado 1 d e este artículo, más el valor de la energía adicional obtenido conforme a lo establecido en el punto decimotercero de la presente orden, con objeto de compensar el efecto financiero derivado del error entre su generación prevista y medida Por consiguiente, los valores a liquidar a cada generador en régimen especial que participa en el despacho de generación una vez añadidas las citadas energías adicionales son los siguientes:
140. a)La energía a liquidar a cada generador en régimen especial e conectado en la red de transporte del sistema eléctrico aislado j en la hora h se calculará de acuerdo con la siguiente expresión: etliq(e,h,
141. j)= etm(e,h,
142. j)+ EA(e,h,
143. j)Siendo: etliq(e,h,j): Energía en barras de central a liquidar al generador en régimen especial e conectado en la red de transporte del sistema eléctrico aislado j, en la hora h, una vez añadida la compensación del efecto financiero consecuencia del error entre generación prevista y medida EA (e,h,j): Energía adicional a liquidar al generador en régimen especial e que está conectado en la red de transporte del sistema eléctrico aislado j en la hora h para compensar el efecto financiero del error entre generación prevista y medida. La forma de cálculo de este término se establece en el artículo 13 de la presente orden.
144. b)La energía a liquidar a cada generador en régimen especial e conectado en la red del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j en la hora h se calculará de acuerdo con la siguiente expresión: eliq(e,h,j,
145. d)= em(e,h,j,
146. d)+ EA(e,h,j,
147. d)Siendo: eliq(e,h,j,d): Energía en barras de central a liquidar al generador en régimen especial e conectado en la red del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j, en la hora h, una vez añadida la compensación del efecto financiero consecuencia del error entre generación prevista y medida EA (e,h,j,d): Energía adicional a liquidar al generador en régimen especial e que está conectado en la red del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j en la hora h para compensar el efecto financiero del error entre generación prevista y medida. La forma de cálculo de este término se establece en el artículo 13 de la presente orden. El cálculo de la energía a liquidar de los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho cuando se dispone de sus medidas se realizará de la siguiente forma:
148. a)Traspaso a barras de central de las medidas de los puntos frontera con transporte 1) Las demandas en barras de central en la hora h de los consumidores directamente conectados a la red de transporte que compran su energía a través de un comercializador c en cada subsistema eléctrico aislado j, (EDCTm(c,h,j)) se obtendrán directamente de las medidas de los consumos de dichos clientes. Estas medidas se agruparán por niveles de tensión y tarifa de acceso y se elevarán a barras de central utilizando los coeficientes de pérdidas estándar aprobados en el real decreto por el que se establece la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año, de acuerdo con la siguiente fórmula: Siendo: EDCTm(c,h,j): Demanda en barras de central de los consumidores directamente conectados a la red de transporte que compran su energía al comercializador c del subsistema eléctrico aislado j en la hora h, calculada en base a medidas. CP(z): Coeficiente de perdidas de paso del nivel de tensión y tarifa de acceso z a barras de central, expresado en tanto por uno. EMCT(c,h,j,z): La energía medida en la hora h de los clientes del comercializador c del sistema eléctrico aislado j conectados en la red de transporte en el nivel de tensión y tarifa de acceso z. n: Niveles de tensión y tarifas de acceso de transporte de los consumidores que compran la energía al comercializador c. 2) La demanda en barras de central en la hora h del consumidor cc que adquiere su energía directamente del despacho de generación y que está directamente conectado a la red de transporte en cada subsistema eléctrico aislado j, (EDCCTm(cc,h,j)) se obtendrá directamente de la medidas de sus consumos. Estas medidas se agruparán por niveles de tensión y tarifa de acceso y se elevarán a barras de central utilizando los coeficientes de pérdidas estándar aprobados en el real decreto por el que se establece la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año, de acuerdo con la siguiente fórmula: Siendo: EDCCTm(cc,h,j): Demanda en barras de central del consumidor que adquiere la energía directamente en el despacho de generación que está conectado a la red de transporte del subsistema eléctrico aislado j en la hora h, calculada en base a medidas. CP(z): Coeficiente de perdidas de paso del nivel de tensión y tarifa de acceso z a barras de central, expresado en tanto por uno. EMCCT(cc,h,j,z): La energía medida en la hora h del consumidor que adquiere su energía directamente del despacho de generación y que está conectado en la red de transporte del sistema eléctrico aislado j en el nivel de tensión y tarifa de acceso z n: Niveles de tensión de transporte en los que consume el consumidor que adquiere directamente su energía en el despacho de generación
149. b)Traspaso a barras de central de las medidas de los puntos frontera con distribución 1) Las demandas en barras de central en la hora h de los consumidores conectados a la red de distribución del distribuidor d que compran su energía a través de un comercializador c en cada subsistema eléctrico aislado j, (EDCm(c,h,j,d)) se obtendrán directamente de las medidas de los consumos de dichos clientes. Estas medidas se agruparán por niveles de tensión y tarifa de acceso y se elevarán a barras de central utilizando los coeficientes de perdidas estándar aprobados en el real decreto por el que se establece la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año, de acuerdo con la siguiente fórmula: Siendo: EDCm(c,h,j,d): Demanda en barras de central de los consumidores conectados a la red de distribución propiedad del distribuidor d que compran su energía al comercializador c del subsistema eléctrico aislado j en la hora h, calculada en base a medidas. CP(z): Coeficiente de perdidas de paso del nivel de tensión y tarifa de acceso z a barras de central, expresado en tanto por uno. EMC(c,h,j,d,z): La energía medida en la hora h de los clientes del comercializador c del sistema eléctrico aislado j conectados en la red de distribución del distribuidor d en el nivel de tensión y tarifa de acceso z. n: Niveles de tensión y tarifas de acceso de distribución en los que consumen los consumidores que compran la energía al comercializador c. 2) La demanda en barras de central en la hora h del consumidor cc que adquiere su energía directamente del despacho de generación y que está directamente conectado a la red de distribución del distribuidor d del subsistema eléctrico aislado j, (EDCCm(cc,h,j,d)) se obtendrá directamente de la medidas de su consumos. Estas medidas se agruparán por niveles de tensión y tarifa de acceso y se elevarán a barras de central utilizando los coeficientes de perdidas estándar aprobados en el real decreto por el que se establece la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año, de acuerdo con la siguiente fórmula: siendo: EDCCm(cc,h,j,d): Demanda en barras de central del consumidor que adquiere la energía directamente en el despacho de generación que está conectado a la red de distribución del distribuidor d del subsistema eléctrico aislado j, en la hora h, calculada en base a medidas CP(z): Coeficiente de perdidas de paso del nivel de tensión y tarifa de acceso z a barras de central, expresado en tanto por uno. EMCC(cc,h,j,d,z): La energía medida en la hora h del consumidor que adquiere su energía directamente del despacho de generación y que está conectado en la red de distribución del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j en el nivel de tensión y tarifa de acceso z n: Niveles de tensión y tarifa de acceso de distribución en los que consume el consumidor que adquiere directamente su energía en el despacho de generación. 3) La demanda en barras de central en la hora h de cada distribuidor d del sistema eléctrico aislado j (EDDm(d,h,j)) se obtendrá de la siguiente forma: Siendo: EDDm(d,h,j): Demanda en barras de central del distribuidor d, incluyendo el de cierre, del subsistema eléctrico aislado j en la hora h, calculada en base a medidas. Esta demanda no incluye la energía suministrada por el régimen especial que vierte en la zona del distribuidor d y no participa en el despacho económico. EMF (d,h,j): Energía medida en la hora h en los puntos frontera con la red de transporte del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j. Entre estos puntos frontera se consideran también los puntos frontera ficticios entre transporte y los clientes conectados en la red de transporte que compran su energía a tarifa regulada. CDD: Comercializadores que operan con clientes conectados en la red del distribuidor d CCD: Número de consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho que están conectados en la red del distribuidor d El (d,h,j): Valor agregado neto de las energías medidas en los puntos frontera del distribuidor d con otros distribuidores PT(h,j), EDCm(c,h,j,
150. d)y EDCCm(cc,h,j,
151. d)tienen el significado ya definido. Sin embargo, a los valores de las energías a liquidar a los agentes obtenidos conforme a lo señalado en el presente apartado hay que añadir o deducir los valores de las energías adicionales obtenidos conforme a lo establecido en el artículo 13 de la presente orden con objeto de compensar el efecto financiero derivado del error entre demanda prevista y medida. Por consiguiente, los valores a liquidar a cada agente una vez añadidas las citadas energías adicionales son los siguientes:
152. a)La demanda a liquidar a cada comercializador c del sistema eléctrico aislado j en la hora h se calculará de acuerdo con la siguiente expresión: Siendo: EDCliqm(C,h,j): Demanda en barras de central a liquidar al comercializador c del sistema eléctrico aislado j, en la hora h, calculada en base a medidas y una vez añadida la compensación del efecto financiero consecuencia del error entre demanda prevista y medida EA (c,h,j): Energía adicional a liquidar al comercializador c del sistema eléctrico aislado j en la hora h para compensar el efecto financiero del error entre demanda prevista y medida. La forma de cálculo de este término se establece en el artículo 13 de la presente orden.
153. b)La demanda a liquidar a cada consumidor cc que adquiere la energía directamente en el despacho de generación del sistema eléctrico aislado j en la hora h se calculará de acuerdo con la siguiente expresión: Siendo: EDCCliqm(c,h,j): Demanda en barras de central a liquidar al consumidor que adquieren directamente la energía en el despacho, cc, del sistema eléctrico aislado j, en la hora h, calculada en base a medidas y una vez añadida la compensación del efecto financiero consecuencia del error entre demanda prevista y medida EA (cc,h,j): Energía adicional a liquidar al consumidor cc que ad