200 ok Norma derogada por la disposición derogatoria única.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: a) El Operador del Sistema (Red Eléctrica de España, S.A.). b) El Operador del Mercado (Operador del Mercado Ibérico de Energía- Polo Español, S.A.). 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. 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. 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 . 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: a) Potencia neta máxima y mínimo técnico. b) Rampas de subida y bajada de potencia. c) Tiempos y costes de arranque. d) Costes variables de funcionamiento según el nivel de carga (combustible y otros costes variables de operación y mantenimiento). e) Capacidad de contribución a la potencia rodante de regulación. A ello el Operador del Sistema añadirá: a) La información comunicada por los agentes de indisponibilidades o restricciones adicionales en el funcionamiento de los generadores. 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. 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. 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. 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: 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. 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: a) Potencia neta máxima y mínimo técnico. b) Rampas de subida y bajada de potencia. c) Tiempos y costes de arranque. d) Costes variables de funcionamiento según el nivel de carga (combustible y otros costes variables de operación y mantenimiento). e) Capacidad de contribución a la potencia rodante de regulación. En el caso de los sistemas de turbinación-bombeo se considerará la información siguiente: a) Potencia efectiva neta y mínimo técnico para los grupos de turbinación-bombeo. b) Rampas de subida y bajada de potencia para los grupos de turbinación-bombeo. c) Tiempos de arranque, tanto para los grupos de turbinación como para los de bombeo. 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. e) Cotas y volúmenes almacenados en los embalses. A ello el operador del sistema añadirá: a) La información comunicada por los agentes de indisponibilidades o restricciones adicionales en el funcionamiento de los generadores. 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. 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: 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. 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,j) = e(i,h,j)*(PMP + PrF(i,h,j) )+ Gpot(i,h,j) × ρdisponible(i,h,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,j) y de ρdisponible(i,h,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,j) = cgf(i,h,j) + cgvar(i,h,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: 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,j) = [a(i) + b(i) * e(i,h,j) + c(i) * e2(i,h,j)] * pr(i,h,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,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,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 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, 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’ (i) * [1– exp(–t/b’ (i))] * pr(i,h,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. 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,j) = a''(i) + b''(i)* Cfun(i,h,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)). 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,j) = a''(i,h,j) * preg(i,h,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: 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,j) = [a(i) + b(i) * e(i,h,j) + c(i) * e2(i,h,j)] * pr(i,h,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,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,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 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, 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’ (i) * [1– exp(–t/b’ (i))] * pr(i,h,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. 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,j) = a''(i) + b''(i)* Cfun(i,h,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)). 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,j) = a''(i,h,j) * preg(i,h,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: a) El operador del sistema, teniendo en cuenta la propuesta de las empresas propietarias de los grupos, remitirá antes del 1 de enero de cada año a la Dirección General de Política Energética y Minas un listado de la muestra de las instalaciones de generación a las que se propone realizar las pruebas de rendimiento durante el año, de entre aquellas puestas en servicio el año anterior. Asimismo, enviará el listado propuesto por las empresas titulares de los grupos justificando, en su caso, los cambios realizados. La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá sobre el listado de grupos de generación que deben realizar las pruebas y lo notificará al operador del sistema y a las empresas propietarias de los grupos. A estos efectos, el titular de las instalaciones deberá proporcionar al operador del sistema el histórico de consumos específicos de todos los grupos de los SEIE a su carga media y, en caso de estar disponible, a plena carga, al 75% de carga y al mínimo técnico. Asimismo deberá proporcionar el histórico de composición y poder calorífico del combustible de cada grupo. En los grupos de carbón, además de las pruebas con este combustible, también se realizarán pruebas con 100% Fuel-Oil siguiendo los procedimientos de prueba de grupos de fuel. Los grupos que pueden consumir dos tipos de combustible deberán hacer las pruebas de rendimiento con cada uno de ellos. No obstante, en la Resolución por la que se apruebe la muestra de instalaciones a las que se van a realizar las pruebas de rendimiento, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá exceptuar a las instalaciones de realizar las pruebas de rendimiento con algún combustible o podrá establecer que las pruebas se realicen con la muestra de combustible habitual de funcionamiento. b) El titular de las instalaciones de generación de régimen ordinario en los SEIE será el responsable de la realización de las pruebas. El operador del sistema las supervisará de manera presencial, pudiendo contar con la ayuda de un tercero convenientemente autorizado por el operador del sistema y preservando en todo caso la confidencialidad de la información. Esta supervisión corresponderá a las pruebas y ensayos, y también a las medidas, toma de muestras y calibraciones. c) La empresa propietaria deberá informar al operador del sistema, a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía con un mes de antelación de la fecha de realización de las pruebas de cada grupo. d) En el plazo de un mes desde la realización de las pruebas de cada grupo, la empresa propietaria enviará al operador del sistema y a la Dirección General de Política Energética y Minas el acta de las mismas. En el plazo de un mes desde la recepción de dicha acta, el operador del sistema enviará a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la empresa propietaria de la instalación, el informe de supervisión de las pruebas. 4. La Dirección General de Política Energética y Minas revisará cada cuatro años los valores de los parámetros anteriores atendiendo a la evolución de las diferentes tecnologías. 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,j) (te/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,j) (te/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, …