Energía adicional a liquidar al consumidor cc que adquiere su energía directamente en el despacho de generación 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.
\nEDDliqm(d,h,j) = EDDm(d,h,j) + EA(d,h,j) Siendo:
\nEDDliqm(d,h,j):
\nDemanda en barras de central a liquidar al distribuidor d 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 (d,h,j):
\nEnergía adicional a liquidar al distribuidor d 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 esta orden.
\nEDDIiqm(dc,h,j): Demanda en barras de central a liquidar al distribuidor de cierre del sistema eléctrico aislado j, en la hora h una vez descontadas las energías correspondientes a los desvíos entre medida y programa del resto de distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho.
\n1.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:
\nSiendo:
\nEnergía 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
\nEnergía 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
\nEnergía 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.
\nEnergía 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.
\nEnergía 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
\nEnergía medida en la hora h de los puntos frontera de los clientes del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE
\nEnergía 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
\nEnergía 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
\nEnergía 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
\nEnergía 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
\nPérdidas 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.
\n2.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:
\nEDD(d,h,j):
\nEnergía 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.
\nEDCT(c,h,j):
\nEnergía 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.
\nEDC(c,h,j,d):
\nEnergía 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.
\nEDCCT (cc,h,j):
\nEnergía 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.
\nEDCC(cc,h,j,d):
\nEnergía 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.
\n4.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.
\n5.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:
\nDonde las variables EDDm(d,h,j), EDCTm(c,h,j), EDCm(c,h,j,d), EDCCTm(cc,h,j y EDCCm(cc,h,j,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.
\n1.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.
\n2.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.
\n4.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.
\n5.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.
\n6.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:
\nSiendo:
\nPT(h,j):
\nPérdidas 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.
\nEMF(d,h,j):
\nEnergía 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.
\nEMCT(c,h,j,z):
\nEnergía 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):
\nEnergía 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):
\nCoeficiente 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:
\nNiveles de tensión y tarifas de acceso de conexión a la red de transporte 3. Sistema de medidas.
\n1.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.
\nLas 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.
\n2.º El sistema de medidas permitirá la agregación de toda la información relevante a nivel de los sistemas eléctricos aislados que conforman los SEIE.
\n3.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.
\n4.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.
\n1.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.
\n2.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.
\n3.º El operador del mercado determinará el agente que actuará como agente de cierre en cada sistema eléctrico, de acuerdo con los siguientes criterios:
\n4.1 Determinación de las energías a liquidar en ausencia de medidas.
\nDe 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.
\nNo 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.
\nDe esta forma, las energías a liquidar a cada tipo de agente en ausencia de medidas serán las siguientes:
\nSiendo:
\nEDDp(dc,h,j):
\nEnergía a liquidar al distribuidor de cierre del sistema eléctrico aislado j en la hora h, obtenida en base a programa.
\nEDDp(d,h,j):
\nEnergía programada a liquidar al distribuidor d del sistema eléctrico aislado j en la hora h.
\nEDCp,(c,h,j):
\nEnergía 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):
\nEnergía 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):
\nEnergía 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):
\nEnergía 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:
\nNúmero de generadores en régimen ordinario conectados en la red de transporte de los que no se dispone de medida IDp:
\nNúmero de generadores en régimen ordinario conectados en la red de distribución de los que no se dispone de medida ETp:
\nNúmero 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:
\nNúmero 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:
\nNúmero de generadores en régimen ordinario conectados en la red de transporte de los que se dispone de medida IDm:
\nNúmero 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:
\nNúmero 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:
\nNúmero de comercializadores de los que se dispone de medida CCm:
\nNúmero 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.
\nA cada grupo generador en régimen especial e que participa en el despacho del sistema eléctrico aislado j se le liquidará en la hora h su energía medida, que se denominará etm(e,h,j) o em(e,h,j,d) de acuerdo con lo establecido en el apartado 1 de este artículo.
\nPor 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:
\nEnergía 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):
\nEnergía 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.
\nEnergía 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):
\nEnergía 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.
\nEl 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:
\nSiendo:
\nEDCTm(c,h,j):
\nDemanda 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.
\nCP(z):
\nCoeficiente de perdidas de paso del nivel de tensión y tarifa de acceso z a barras de central, expresado en tanto por uno.
\nEMCT(c,h,j,z):
\nLa 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:
\nNiveles de tensión y tarifas de acceso de transporte de los consumidores que compran la energía al comercializador c.
\nSiendo:
\nEDCCTm(cc,h,j):
\nDemanda 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.
\nCP(z):
\nCoeficiente de perdidas de paso del nivel de tensión y tarifa de acceso z a barras de central, expresado en tanto por uno.
\nEMCCT(cc,h,j,z):
\nLa 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:
\nNiveles de tensión de transporte en los que consume el consumidor que adquiere directamente su energía en el despacho de generación
\nSiendo:
\nEDCm(c,h,j,d):
\nDemanda 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.
\nCP(z):
\nCoeficiente de perdidas de paso del nivel de tensión y tarifa de acceso z a barras de central, expresado en tanto por uno.
\nEMC(c,h,j,d,z):
\nLa 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:
\nNiveles de tensión y tarifas de acceso de distribución en los que consumen los consumidores que compran la energía al comercializador c.
\nEDCCm(cc,h,j,d):
\nDemanda 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):
\nCoeficiente de perdidas de paso del nivel de tensión y tarifa de acceso z a barras de central, expresado en tanto por uno.
\nEMCC(cc,h,j,d,z):
\nLa 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:
\nNiveles de tensión y tarifa de acceso de distribución en los que consume el consumidor que adquiere directamente su energía en el despacho de generación.
\nSiendo:
\nEDDm(d,h,j):
\nDemanda 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.
\nEMF (d,h,j):
\nEnergía 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.
\nCDD:
\nComercializadores que operan con clientes conectados en la red del distribuidor d CCD:
\nNúmero de consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho que están conectados en la red del distribuidor d El (d,h,j):
\nValor agregado neto de las energías medidas en los puntos frontera del distribuidor d con otros distribuidores PT(h,j), EDCm(c,h,j,d) y EDCCm(cc,h,j,d) tienen el significado ya definido.
\nSin 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.
\nPor consiguiente, los valores a liquidar a cada agente una vez añadidas las citadas energías adicionales son los siguientes:
\nSiendo:
\nEDCliqm(C,h,j):
\nDemanda 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):
\nEnergía 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.
\nSiendo:
\nEDCCliqm(c,h,j):
\nDemanda 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):
\nEnergía adicional a liquidar al consumidor cc que adquiere su energía directamente en el despacho de generación 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.
\nEDDliqm(d,h,j) = EDDm(d,h,j) + EA(d,h,j) Siendo:
\nEDDliqm(d,h,j):
\nDemanda en barras de central a liquidar al distribuidor d 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 (d,h,j):
\nEnergía adicional a liquidar al distribuidor d 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 esta orden.
\nEDDIiqm(dc,h,j): Demanda en barras de central a liquidar al distribuidor de cierre del sistema eléctrico aislado j, en la hora h una vez descontadas las energías correspondientes a los desvíos entre medida y programa del resto de distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho.
\nSe modifica el apartado 4.2 por la disposición adicional 9.1 de la Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre. Ref. BOE-A-2007-22458.
\nLos datos de medidas utilizados en las distintas liquidaciones serán obtenidos de acuerdo a los plazos y procedimientos establecidos en la legislación específica del sistema de medidas.
\nEDC(c,h,j) = ∑ta EDC (c,h,j,ta) Donde:
\nEDC (c,h,j,ta) es la energía en barras de central, en la hora h y en el sistema eléctrico aislado j, consumida por el comercializador o consumidor directo c en tarifa de acceso ta calculada según la fórmula siguiente:
\nEDC (c,h,j,ta) = ∑nt [MPFCnt,ta (c,h,j) × (1 + CPERnt,ta (h,j))] Siendo:
\nMPFCnt,ta(c,h,j) Suma de las medidas de la energía consumida en los puntos frontera de consumidores del comercializador o consumidor directo c a nivel de tensión nt y tarifa de acceso ta, en la hora h y en el sistema eléctrico aislado j CPERnt,ta(h,j) Coeficiente de pérdidas para contratos de acceso en puntos de suministro a consumidores con nivel de tensión nt y tarifa de acceso ta y para el periodo tarifario que corresponda para la hora h en el sistema eléctrico aislado j establecido para tarifa de acceso ta en la normativa vigente.
\nEn las liquidaciones sin cierre de medidas, la energía a liquidar EDC(c,h,j) a comercializadores o consumidores directos c en la hora h y en el sistema aislado j, es el valor de su previsión de consumo más la parte que le corresponde del descuadre de energía del sistema eléctrico aislado j.
\nEDC(c,h,j) = EDCp (c,h,j) + SALDOENE(c,h,j) Siendo:
\nEDCp(c,h,j) Energía correspondiente a la previsión de demanda para la hora h del comercializador o consumidor directo c, que están obligados a comunicar al Operador del Sistema según se establece en el artículo 4 del Real Decreto 1747/2003 de 19 de diciembre. A estos efectos los programas de energía estarán referidos directamente a barras de central.
\nSALDOENE(c,h,j) Asignación al comercializador o consumidor directo c del descuadre de energía de cada sistema eléctrico aislado j en la hora h, SALDOENE(h,j).
\nLa asignación se realizará de forma proporcional a la previsión de cada comercializador o consumidor directo según la fórmula siguiente:
\nSALDOENE (c,h,j)= SALDOENE(h,j) × EDCp(c,h,j)/ ∑cEDCp(c,h,j) 3. Cierre de energía.
\nEn las liquidaciones sin cierre de medidas, el descuadre de energía del sistema eléctrico aislado j se asignará a los comercializadores y consumidores directos en proporción a sus programas de energía según lo indicado en el apartado anterior.
\nEn las liquidaciones con cierre de medidas, el cierre de energía, CIERRE(h,j), de cada sistema eléctrico aislado j en la hora h, se calcula como la diferencia entre las pérdidas de transporte y distribución y las pérdidas estándares calculadas en cada sistema eléctrico aislado, según lo establecido en la disposición adicional segunda del Real Decreto 485/2009.
\nCIERRE(h,j) = PRTD (h,j) - ∑ta ∑nt [MPFCc,nt,ta × CPERnt,ta] Las pérdidas reales de transporte distribución se obtienen como la diferencia entre toda la generación y toda la demanda en punto frontera de consumo para obtener el balance de energía de cada sistema eléctrico aislado j. ∑e e(e,h,j) + ∑ta∑nt MPFCc,nt,ta + PRTD(h,j) = 0 Por tanto, el cierre de energía del sistema eléctrico aislado j se calcula según la fórmula siguiente, como la diferencia entre toda la medida de generación y toda la medida de demanda elevada a barras de central.
\nCIERRE(h,j) = -∑e e(e,h,j) - ∑ta ∑nt MPFCc,nt,ta - ∑ta ∑nt [MPFCc,nt,ta × CPERnt,ta] CIERRE(h,j) = - ∑e e(e,h,j) - ∑c EDC (c,h,j) Se modifica por la disposición final 1.6 de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio. Ref. BOE-A-2010-9417.
\nSe modifica el apartado 4.2 por la disposición adicional 9.1 de la Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre. Ref. BOE-A-2007-22458.
\nCada grupo de generación en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j tendrá en la hora h derecho de cobro igual a su coste de generación (cg (i,h,j)) calculado según lo establecido en el apartado del artículo 5.
\nEl derecho de cobro correspondiente a cada grupo generador del régimen especial e del sistema eléctrico aislado j en la hora h será el siguiente: cg(e,h,j) e(e,h,j) * (PREP(h) + Prima(e)+Incentivo) Siendo, cg(e,h,j):
\nRetribución en la hora h del grupo generador en régimen especial e del sistema extrapeninsular j. e(e,h,j):
\nEnergía generada en la hora h por el grupo generador en régimen especial e del sistema extrapeninsular j, de acuerdo con las instrucciones de despacho del operador del sistema. Esta variable se corresponderá con las variables etliq(e,h,j), eliq(e,h,j,d), etp(e,h,j) o ep(e,h,j,d) definidas en el apartado 1 del artículo 11 dependiendo de que el grupo vierta su energía en la red de transporte o en la red del distribuidor d y que se disponga o no se disponga de medida.
\nPREP(h):
\nPrecio medio final en la hora h resultante para el conjunto de instalaciones de régimen especial que participan en el mercado de producción peninsular Prima(e):
\nPrima que corresponde al tipo de instalación al que pertenece el grupo de régimen especial e, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.
\nIncentivo(e):
\nIncentivo que corresponde al tipo de instalación al que pertenece el grupo de régimen especial e, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 43612004, de 12 de marzo.
\nAsimismo, los grupos de generación en régimen especial que participan en el despacho económico de generación tendrán derecho a percibir, cuando les corresponda, los complementos que se determinan en el Real Decreto 43612004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.
\nCada una de las empresas distribuidoras d del sistema eléctrico aislado j tendrá un coste de adquisición de la energía que se calculará según la siguiente expresión:
\nCAD(d,h,j) = EDD(d,h,j) * PMDP(h) siendo:
\nCAD(d,h,j):
\nCoste de la energía adquirida por la empresa distribuidora d del sistema eléctrico aislado j en la hora h EDD(d,h,j):
\nEnergía adquirida en la hora h por la empresa distribuidora d del sistema eléctrico aislado j. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 4 del artículo 11. En función de si existe o no medida coincidirá con EDDp (d,h,j) o EDDliqm (d,h,j).
\nPMDP(h):
\nPrecio medio final horario de adquisición de la energía para los distribuidores en el mercado de producción peninsular Los PMDP horarios utilizados por el operador del mercado para todas las liquidaciones provisionales que realice con anterioridad a la liquidación anual definitiva serán los últimos publicados. Para la liquidación definitiva estos valores serán publicados con anterioridad en el Web público del operador del mercado con carácter de definitivos a efecto de las liquidaciones de los SEIE y corresponderán a las últimas liquidaciones efectuadas.
\nCada una de las empresas comercializadoras c del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por su adquisición de energía que se calculará según la siguiente expresión:
\nCAC(c,h,j) = EDC(c,h,j) * PMCP(h) Siendo:
\nCAC(c,h,j):
\nCoste de la energía adquirida por la empresa comercializadora c del sistema eléctrico aislado j en la hora h EDC(c,h,j):
\nEnergía adquirida por la empresa comercializadora c del sistema eléctrico aislado j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 4 del artículo 11. En función de si existe o no la medida coincidirá con EDCp (c,h,j) O EDCliqm (c,h,j).
\nPMCP(h):
\nPrecio medio final de adquisición de la energía para los consumidores, comercializadores y agentes externos que adquieren su energía directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular, en la hora h.
\nLos PMCP horarios utilizados por el operador del mercado para todas las liquidaciones provisionales que realice con anterioridad a la liquidación definitiva serán los últimos publicados. Para la liquidación definitiva estos valores serán publicados con anterioridad en el Web del operador del mercado con carácter de definitivos y corresponderán a las últimas liquidaciones efectuadas.
\nDe acuerdo con lo establecido en el artículo 11 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la Comunidad Autónoma o Ciudad a la que pertenecen los SEIE podrán establecer una adaptación del precio horario peninsular al que compran los comercializadores a la estructura estacional de la demanda del SEIE de su ámbito territorial, en cuyo caso los valores de PMCP(h) se obtendrían en función de lo establecido en la disposición que regule la citada adaptación de precios.
\nCada uno de los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho cc del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por la energía adquirida que se calculará según la siguiente expresión:
\nCACC(cc,h,j) = EDCC(cc,h,j) * PMCCP(h) Siendo:
\nCACC(cc,h,j):
\nCoste de la energía adquirida por el consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho, cc, del sistema eléctrico aislado j en la hora h EDCC(c,h,j):
\nEnergía adquirida por la el consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc del sistema eléctrico aislado j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 4 del artículo 11. En función de si existe o no la medida coincidirá con EDCCp (cc,h,j) o EDCCIiqm(cc,h,j) PMCCP(h):
\nPrecio medio final de adquisición de la energía para los consumidores, comercializadores y agentes externos que adquieren su energía directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular, en la hora h.
\nLos PMCCP horarios utilizados por el operador del mercado para todas las liquidaciones provisionales que realice con anterioridad a la liquidación definitiva serán los últimos publicados en su Web público. Para la liquidación definitiva estos valores serán publicados con anterioridad en el Web del operador del mercado con carácter de definitivos y corresponderán a las últimas liquidaciones efectuadas.
\nDe acuerdo con lo establecido en el artículo 11 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la Comunidad Autónoma o Ciudad a la que pertenecen los SEIE podrán establecer una adaptación del precio horario peninsular al que compran los consumidores que adquiere directamente la energía en el despacho a la estructura estacional de la demanda del SEIE de su ámbito territorial, en cuyo caso los valores de PMCCP(h) se obtendrían en función de lo establecido en la disposición que regule la citada adaptación de precios.
\nEn el caso que la energía medida en barras de central del generador del régimen ordinario i sea negativa, su obligación de pago por la energía adquirida se calculará según la siguiente expresión:
\nCAG(i,h,j) = - e(i,h,j) * PFG(h) siempre que: e(i,h,j) < 0 Siendo:
\nCAG(i,h,j):
\nCoste de la energía adquirida por el generador del régimen ordinario del sistema eléctrico aislado j en la hora h e(i,h,j):
\nEnergía negativa generada en la hora h por el grupo generador en régimen ordinario i del sistema extrapeninsular j. Esta variable se corresponderá con las variables etm(i,h,j) o em(i,h,j,d) definidas en el apartado 1 del artículo 11 dependiendo de que el grupo vierta su energía en la red de transporte o en la red del distribuidor d.
\nPFG(h):
\nPrecio final de generación en la hora h en el sistema extrapeninsular al que pertenece el sistema eléctrico aislado j calculado en la forma establecida en el artículo 9 de la presente orden.
\nSi la energía medida negativa correspondiese a toda la central y no a un grupo concreto el sistema de medidas prorreatearía ese valor entre todos los grupos de la central en función de sus potencias nominales.
\nEn el caso que la energía medida en barras de central del generador del régimen especial, e, que participa en el despacho de generación sea negativa, su obligación de pago por la energía adquirida se calculará según la siguiente expresión:
\nCAG(e,h,j) = - e(e,h,j) * PFG(h) siempre que: e(i,h,j) < 0 siendo:
\nCAG(e,h,j):
\nCoste de la energía adquirida por el generador del régimen especial e del sistema eléctrico aislado j en la hora h e(e, h,j):
\nEnergía negativa generada en la hora h por el grupo generador en régimen ordinario i del sistema extrapeninsular j. Esta variable se corresponderá con las variables etiiq(e,h,j) o eliq(e,h,j,d) definidas en el apartado 4 del artículo 11, dependiendo de que el grupo vierta su energía en la red de transporte o en la red del distribuidor d.
\nPFG(h):
\nPrecio final de generación en la hora h en el sistema extrapeninsular al que pertenece el sistema eléctrico aislado j calculado en la forma establecida en el artículo 9.
\nLa metodología de liquidación de la energía tiene por objeto liquidar a las empresas generadoras sus costes de producción con los importes satisfechos por los agentes compradores por la energía adquirida La bolsa compuesta por la agregación de los costes de generación de todos los grupos de generación en régimen ordinario y la valoración de la energía generada por los grupos en régimen especial que participan en el despacho económico teniendo en cuenta el precio final horario de generación, PFG(h), de los J sistemas eléctricos aislados pertenecientes a un determinado SEIE será la siguiente:
\nLa bolsa compuesta por la agregación de los costes de adquisición de energía de todos los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho de los J sistemas eléctricos aislados pertenecientes a un determinado SEIE será la siguiente:
\nLos valores de BOLSAG (h) y BOLSAA (h) son diferentes debido a que tanto los distribuidores como los comercializadores y los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho adquieren su energía a los respectivos precios medios de adquisición resultantes para estos agentes en el mercado de producción peninsular, generándose en consecuencia un desequilibrio entre los importes de ambas bolsas (D/S (h)) en cada SEIE, que podrá ser positivo o negativo y cuyo importe se obtiene de la forma siguiente:
\nTal como establece el párrafo segundo del apartado 2 del artículo 10 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la liquidación de la energía vertida por los productores en régimen especial que participen en el despacho económico de los sistemas extrapeninsulares e insulares se computará al precio final horario de generación PFG (h) calculado en la forma determinada en el punto noveno de la presente orden, sin perjuicio del derecho de cobro que le corresponde conforme a lo establecido en el apartado 2 de este artículo, que le será liquidada por diferencia, de acuerdo con lo establecido en el artículo 18.3 del mismo Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.
\nEl déficit/superávit señalado en el apartado 8 de este artículo será distribuido entre todos los grupos de generación en régimen ordinario y del régimen especial que participan en el despacho económico del SEIE en proporción al peso relativo de sus costes de generación, en el caso del régimen ordinario, y de su energía computada al PFG(h) en el caso del régimen especial, respecto a la bolsa total de costes de generación calculada en el apartado anterior. En consecuencia, el valor a liquidar a cada grupo generador en régimen especial e del sistema eléctrico aislado j en la hora h se calculará de la siguiente forma:
\nDCRE(e,h,j) = e(e,h,j) * PFG(h) + D/S(e,h,j) * D/S(h) siempre que: e(i,h,j) >= 0 Siendo:
\nDCRE(e,h,j):
\nValor a liquidar en la hora h al generador en régimen especial e del sistema extrapeninsular j e(e,h,j):
\nEnergía generada en la hora h por el generador en régimen especial e del sistema eléctrico aislado j de acuerdo con las instrucciones de despacho del operador del sistema. Esta variable se corresponderá con las variables etliq(e,h,j), eliq(e,h,j,d), etp(e,h,j) o ep(e,h,j,d) definidas en el apartado 4 del artículo 11 dependiendo de que el grupo vierta su energía en la red de transporte o en la red del distribuidor d y que se disponga o no se disponga de su medida.
\nPFG(h):
\nPrecio final de generación en la hora h en el sistema extrapeninsular al que pertenece el sistema eléctrico aislado j calculado en la forma establecida en el artículo 9.
\nD/S (e,h,j): % de participación del grupo generador en régimen especial e del sistema eléctrico aislado j en el valor del déficit/superávit del sistema extrapeninsular al que pertenece (D/S(h)) El valor de D/S(e,h,j) se obtendrá según la siguiente expresión:
\nEl déficit/superávit señalado en el apartado 8 será distribuido entre todos los grupos de generación en régimen ordinario y del régimen especial que participan en el despacho económico del SEIE en proporción al peso relativo de sus costes de generación, en el caso del régimen ordinario, y de su energía computada al PFG(h) en el caso del régimen especial, respecto a la bolsa total de costes de generación calculada en el apartado 8 de este artículo. En consecuencia, el valor a liquidar a cada grupo generador en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j en la hora h se calculará de la siguiente forma:
\nDCRO(i,h,j) = cg(i,h,j) + D/S(i,h,j) * D/S(h) siendo:
\nDCRO(i,h,j):
\nValor a liquidar en la hora h al grupo generador en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j cg(i,h,j):
\nCoste de generación en la hora h del grupo de generación en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j D/S (i,h,j): % de participación del grupo generador en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j en el valor del déficit/superávit del sistema extrapeninsular al que pertenece (D/S(h)) El valor de D/S(i,h,j) se obtendrá según la siguiente expresión:
\nSegún lo establecido en el artículo 18.2 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la Comisión Nacional de Energía liquidará a cada grupo de generación en régimen ordinario la suma de los siguientes conceptos:
\n1.º La diferencia entre el coste de la energía adquirida por los distribuidores ubicados en los SEIE valorada al precio final horario de generación en cada SEIE (PFG(h)), y el coste de esa misma energía valorada al precio medio final horario resultante en el mercado peninsular para el conjunto de distribuidores.
\n2.º La diferencia entre el coste de la energía adquirida por los comercializadores ubicados en los SEIE valorada al precio final horario de generación en cada SEIE (PFG(h)), y el coste de esa misma energía valorada al precio medio final horario resultante en el mercado peninsular para el conjunto de comercializadores.
\n3.º La diferencia entre el coste de la energía adquirida por los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho ubicados en los SEIE valorada al precio final horario de generación en cada SEIE (PFG(h)), y el coste de esa misma energía valorada al precio medio final horario resultante en el mercado peninsular para los consumidores que adquieren directamente su energía en dicho mercado.
\nLa suma de los conceptos anteriores se corresponde con el valor del desequilibrio entre costes de generación y costes de adquisición (D/S (h)) definido en el apartado 8 de este artículo, por lo que el importe a liquidar por la Comisión Nacional de Energía a cada grupo generador en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE en la hora h (COMRO(i,h,j)) será igual a su participación en el citado desequilibrio:
\nCOMRO(i,h,j) = -(D/S(i,h,j) * DIS(h)) De la cuantía resultante de la expresión anterior se descontará el sobrecoste de generación que, en su caso, se haya liquidado previamente al generador i de acuerdo con lo establecido en el último párrafo del artículo 18.1 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.
\nLa prima e incentivo a recibir por cada grupo generador en régimen especial e, que forma parte de la retribución del mismo tal y como se señala en el apartado 2 de este artículo, será liquidada por el distribuidor al que vierte la energía el grupo del régimen especial en cuestión.
\nEn consecuencia, el importe a liquidar por la Comisión Nacional de Energía a cada generador en régimen especial e del sistema extrapeninsular j en la hora h (COMRE(e,h,j)) se calculará según la siguiente expresión COMRE(e,h,j) = e(e,h,j) * (PREP(h) - DCRE(e,h,j)) siempre que: e(e,h,j) >= 0
\nCada grupo de generación en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j tendrá en la hora h derecho de cobro igual a su coste de generación (cg (i,h,j)) calculado según lo establecido en el apartado del artículo 5.
\nPREP(h): Precio medio final en la hora h resultante para el conjunto de instalaciones de régimen especial que participan en el mercado de producción peninsular de la misma categoría y opción de venta, sin considerar el coste imputado por sus desvíos en la hora h\"
\nPrima (e): Prima que corresponde al tipo de instalación al que pertenece el grupo en régimen especial e, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. A efectos de lo dispuesto en el artículo 27 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, el precio del mercado de referencia al que se refiere dicho artículo será PREP(h).
\nIncentivo (e): Incentivo que corresponde al tipo de instalación al que pertenece el grupo en régimen especial e, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 661/ 2007, de 25 de mayo. desv (e,h,j): Valor absoluto de la diferencia en la hora h entre la energía medida en barras de central del generador de régimen especial e del sistema eléctrico aislado j y la producción prevista comunicada al despacho.
\nCDVS(h): Coste medio de los desvíos del régimen especial peninsular de la misma categoría que participa en el mercado en la hora h. El importe desv(e,h,j)*CDSV (h) se define como coste de desvíos del generador e.
\nAsimismo, los grupos de generación en régimen especial que participen en el despacho económico de generación tendrán derecho a percibir, cuando les corresponda, los complementos que se determinan en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.
\nCada una de las empresas distribuidoras d del sistema eléctrico aislado j tendrá un coste de adquisición de la energía que se calculará según la siguiente expresión:
\nCAD(d,h,j) = EDD(d,h,j) * PMDP(h) siendo:
\nCAD(d,h,j):
\nCoste de la energía adquirida por la empresa distribuidora d del sistema eléctrico aislado j en la hora h EDD(d,h,j):
\nEnergía adquirida en la hora h por la empresa distribuidora d del sistema eléctrico aislado j. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 4 del artículo 11. En función de si existe o no medida coincidirá con EDDp (d,h,j) o EDDliqm (d,h,j).
\nPMDP(h):
\nPrecio medio final horario de adquisición de la energía para los distribuidores en el mercado de producción peninsular Los PMDP horarios utilizados por el operador del mercado para todas las liquidaciones provisionales que realice con anterioridad a la liquidación anual definitiva serán los últimos publicados. Para la liquidación definitiva estos valores serán publicados con anterioridad en el Web público del operador del mercado con carácter de definitivos a efecto de las liquidaciones de los SEIE y corresponderán a las últimas liquidaciones efectuadas.
\nCada una de las empresas comercializadoras c del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por su adquisición de energía que se calculará según la siguiente expresión:
\nCAC(c,h,j) = EDC(c,h,j) * PMCP(h) Siendo:
\nCAC(c,h,j):
\nCoste de la energía adquirida por la empresa comercializadora c del sistema eléctrico aislado j en la hora h EDC(c,h,j):
\nEnergía adquirida por la empresa comercializadora c del sistema eléctrico aislado j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 4 del artículo 11. En función de si existe o no la medida coincidirá con EDCp (c,h,j) O EDCliqm (c,h,j).
\nPMCP(h):
\nPrecio medio final de adquisición de la energía para los consumidores y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h.
\nLos PMCP horarios utilizados por el operador del mercado para todas las liquidaciones provisionales que realice con anterioridad a la liquidación definitiva serán los últimos publicados. Para la liquidación definitiva estos valores serán publicados con anterioridad en el Web del operador del mercado con carácter de definitivos y corresponderán a las últimas liquidaciones efectuadas.
\nDe acuerdo con lo establecido en el artículo 11 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la Comunidad Autónoma o Ciudad a la que pertenecen los SEIE podrán establecer una adaptación del precio horario peninsular al que compran los comercializadores a la estructura estacional de la demanda del SEIE de su ámbito territorial, en cuyo caso los valores de PMCP(h) se obtendrían en función de lo establecido en la disposición que regule la citada adaptación de precios.
\nCada uno de los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho cc del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por la energía adquirida que se calculará según la siguiente expresión:
\nCACC(cc,h,j) = EDCC(cc,h,j) * PMCCP(h) Siendo:
\nCACC(cc,h,j):
\nCoste de la energía adquirida por el consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho, cc, del sistema eléctrico aislado j en la hora h EDCC(c,h,j):
\nEnergía adquirida por la el consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc del sistema eléctrico aislado j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 4 del artículo 11. En función de si existe o no la medida coincidirá con EDCCp (cc,h,j) o EDCCIiqm(cc,h,j) PMCCP(h):
\nPrecio medio final de adquisición de la energía para los consumidores y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h.
\nLos PMCCP horarios utilizados por el operador del mercado para todas las liquidaciones provisionales que realice con anterioridad a la liquidación definitiva serán los últimos publicados en su Web público. Para la liquidación definitiva estos valores serán publicados con anterioridad en el Web del operador del mercado con carácter de definitivos y corresponderán a las últimas liquidaciones efectuadas.
\nDe acuerdo con lo establecido en el artículo 11 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la Comunidad Autónoma o Ciudad a la que pertenecen los SEIE podrán establecer una adaptación del precio horario peninsular al que compran los consumidores que adquiere directamente la energía en el despacho a la estructura estacional de la demanda del SEIE de su ámbito territorial, en cuyo caso los valores de PMCCP(h) se obtendrían en función de lo establecido en la disposición que regule la citada adaptación de precios.
\nEn el caso que la energía medida en barras de central del generador del régimen ordinario i sea negativa, su obligación de pago por la energía adquirida se calculará según la siguiente expresión:
\nCAG(i,h,j) = - e(i,h,j) * PFG(h) siempre que: e(i,h,j) < 0 Siendo:
\nCAG(i,h,j):
\nCoste de la energía adquirida por el generador del régimen ordinario del sistema eléctrico aislado j en la hora h e(i,h,j):
\nEnergía negativa generada en la hora h por el grupo generador en régimen ordinario i del sistema extrapeninsular j. Esta variable se corresponderá con las variables etm(i,h,j) o em(i,h,j,d) definidas en el apartado 1 del artículo 11 dependiendo de que el grupo vierta su energía en la red de transporte o en la red del distribuidor d.
\nPFG(h):
\nPrecio final de generación en la hora h en el sistema extrapeninsular al que pertenece el sistema eléctrico aislado j calculado en la forma establecida en el artículo 9 de la presente orden.
\nSi la energía medida negativa correspondiese a toda la central y no a un grupo concreto el sistema de medidas prorreatearía ese valor entre todos los grupos de la central en función de sus potencias nominales.
\nEn el caso que la energía medida en barras de central del generador del régimen especial, e, que participa en el despacho de generación sea negativa, su obligación de pago por la energía adquirida se calculará según la siguiente expresión:
\nCAG(e,h,j) = –e(e,h,j) * PMCCP(h) siempre que: e(e,h,j) < 0 siendo:
\nCAG(e,h,j):
\nCoste de la energía adquirida por el generador del régimen especial e del sistema eléctrico aislado j en la hora h e(e, h,j):
\nEnergía negativa generada en la hora h por el grupo generador en régimen ordinario i del sistema extrapeninsular j. Esta variable se corresponderá con las variables etiiq(e,h,j) o eliq(e,h,j,d) definidas en el apartado 4 del artículo 11, dependiendo de que el grupo vierta su energía en la red de transporte o en la red del distribuidor d.
\nPMCCP(h):
\nPrecio medio final de adquisición de la energía para los consumidores y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h.
\nLa metodología de liquidación de la energía tiene por objeto liquidar a las empresas generadoras sus costes de producción con los importes satisfechos por los agentes compradores por la energía adquirida La bolsa compuesta por la agregación de los costes de generación de todos los grupos de generación en régimen ordinario y la valoración de la energía generada por los grupos en régimen especial que participan en el despacho económico teniendo en cuenta el precio final horario de generación, PFG(h), de los J sistemas eléctricos aislados pertenecientes a un determinado SEIE será la siguiente:
\nDonde: DCRE (e,h,j) es el valor a liquidar en la hora h al generador en régimen especial e del sistema extrapeninsular j por la energía generada, al que se refiere el apartado 9 del artículo 12.
\nLa bolsa compuesta por la agregación de los costes de adquisición de energía de todos los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho de los J sistemas eléctricos aislados pertenecientes a un determinado SEIE será la siguiente:
\nLos valores de BOLSAG (h) y BOLSAA (h) son diferentes debido a que tanto los distribuidores como los comercializadores y los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho adquieren su energía a los respectivos precios medios de adquisición resultantes para estos agentes en el mercado de producción peninsular, generándose en consecuencia un desequilibrio entre los importes de ambas bolsas (D/S (h)) en cada SEIE, que podrá ser positivo o negativo y cuyo importe se obtiene de la forma siguiente:
\nD/S(h) = BOLSAA(h) – BOLSAG(h) 9. Liquidación de los grupos de producción en régimen especial.
\nLa liquidación de la energía vertida por el generador en régimen especial que participe en el despacho de los SEIE tanto si ha elegido la opción a) como la opción b) del artículo 24.1 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, se calculará con la siguiente expresión sin perjuicio de la liquidación de tarifas reguladas, primas y complementos y tarifas establecidos en el artículo 30 del citado Real Decreto: \"DCRE(e,h,j) = e(e,h,j) * PREP(h) –desvio(e,h,j) * CDSV (h)\"
\nEl déficit/superávit señalado en el apartado 8 será distribuido entre todos los grupos de generación en régimen ordinario del SEIE en proporción al peso relativo de sus costes de generación respecto al total de costes de generación del régimen ordinario.
\nDCRO(i,h,j) = cg(i,h,j) + D/S(i,h,j) * D/S(h) siendo:
\nDCRO(i,h,j):
\nValor a liquidar en la hora h al grupo generador en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j cg(i,h,j):
\nCoste de generación en la hora h del grupo de generación en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j D/S (i,h,j): % de participación del grupo generador en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j en el valor del déficit/superávit del sistema extrapeninsular al que pertenece (D/S(h)) El valor de D/S (i,h,j) se obtendrá según la siguiente expresión:
\nSiendo J los sistemas eléctricos aislados pertenecientes a un determinado SEIE.
\nSegún lo establecido en el artículo 18.2 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la Comisión Nacional de Energía liquidará a cada grupo de generación en régimen ordinario la suma de los siguientes conceptos:
\n1.º La diferencia entre el coste de la energía adquirida por los distribuidores ubicados en los SEIE valorada al precio final horario de generación en cada SEIE (PFG(h)), y el coste de esa misma energía valorada al precio medio final horario resultante en el mercado peninsular para el conjunto de distribuidores.
\n2.º La diferencia entre el coste de la energía adquirida por los comercializadores ubicados en los SEIE valorada al precio final horario de generación en cada SEIE (PFG(h)), y el coste de esa misma energía valorada al precio medio final horario resultante en el mercado peninsular para el conjunto de comercializadores.
\n3.º La diferencia entre el coste de la energía adquirida por los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho ubicados en los SEIE valorada al precio final horario de generación en cada SEIE (PFG(h)), y el coste de esa misma energía valorada al precio medio final horario resultante en el mercado peninsular para los consumidores que adquieren directamente su energía en dicho mercado.
\nLa suma de los conceptos anteriores se corresponde con el valor del desequilibrio entre costes de generación y costes de adquisición (D/S (h)) definido en el apartado 8 de este artículo, por lo que el importe a liquidar por la Comisión Nacional de Energía a cada grupo generador en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE en la hora h (COMRO(i,h,j)) será igual a su participación en el citado desequilibrio:
\nCOMRO(i,h,j) = -(D/S(i,h,j) * DIS(h)) De la cuantía resultante de la expresión anterior se descontará el sobrecoste de generación que, en su caso, se haya liquidado previamente al generador i de acuerdo con lo establecido en el último párrafo del artículo 18.1 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.
\nEl importe complementario por la diferencia con la tarifa regulada o por la prima, incentivo o complemento a percibir por cada grupo generador de régimen especial será liquidado conforme a lo establecido en el artículo 30 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, y en su disposición transitoria sexta.
\nSe modifica por la disposición adicional 9.2 a 8 de la Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre. Ref. BOE-A-2007-22458.
\nRedactado conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 44, de 20 de febrero de 2008. Ref. BOE-A-2008-3098.
\nCada grupo de generación en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j tendrá en la hora h derecho de cobro igual a su coste de generación (cg (i,h,j)) calculado según lo establecido en el apartado del artículo 5.
\nPREP(h): Precio medio final en la hora h resultante para el conjunto de instalaciones de régimen especial que participan en el mercado de producción peninsular de la misma categoría y opción de venta, sin considerar el coste imputado por sus desvíos en la hora h\"
\nPrima (e): Prima que corresponde al tipo de instalación al que pertenece el grupo en régimen especial e, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. A efectos de lo dispuesto en el artículo 27 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, el precio del mercado de referencia al que se refiere dicho artículo será PREP(h).
\nIncentivo (e): Incentivo que corresponde al tipo de instalación al que pertenece el grupo en régimen especial e, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 661/ 2007, de 25 de mayo. desv (e,h,j): Valor absoluto de la diferencia en la hora h entre la energía medida en barras de central del generador de régimen especial e del sistema eléctrico aislado j y la producción prevista comunicada al despacho.
\nCDSV(h): Coste medio de los desvíos del régimen especial peninsular de la misma categoría que participa en el mercado en la hora h.
\nEl importe desv(e,h,j)*CDSV(h) se define como coste de desvíos del generador e. En aquellos casos en que varios grupos generadores en régimen especial e de una misma categoría del sistema eléctrico aislado j participen en el despacho con el mismo agente de liquidación, se aplicará al coste de desvíos de cada generador e un factor de corrección, calculado dividiendo el valor absoluto de la suma de los desvíos horarios de todos los grupos e del agente pertenecientes a la misma categoría y sistema eléctrico aislado entre la suma del valor absoluto de dichos desvíos horarios.
\nAsimismo, los grupos de generación en régimen especial que participen en el despacho económico de generación tendrán derecho a percibir, cuando les corresponda, los complementos que se determinan en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.
\nCada una de las empresas distribuidoras d del sistema eléctrico aislado j tendrá un coste de adquisición de la energía que se calculará según la siguiente expresión:
\nCAD(d,h,j) = EDD(d,h,j) * PMDP(h) siendo:
\nCAD(d,h,j):
\nCoste de la energía adquirida por la empresa distribuidora d del sistema eléctrico aislado j en la hora h EDD(d,h,j):
\nEnergía adquirida en la hora h por la empresa distribuidora d del sistema eléctrico aislado j. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 4 del artículo 11. En función de si existe o no medida coincidirá con EDDp (d,h,j) o EDDliqm (d,h,j).
\nPMDP(h):
\nPrecio medio final horario de adquisición de la energía para los distribuidores en el mercado de producción peninsular Los PMDP horarios utilizados por el operador del mercado para todas las liquidaciones provisionales que realice con anterioridad a la liquidación anual definitiva serán los últimos publicados. Para la liquidación definitiva estos valores serán publicados con anterioridad en el Web público del operador del mercado con carácter de definitivos a efecto de las liquidaciones de los SEIE y corresponderán a las últimas liquidaciones efectuadas.
\nCada una de las empresas comercializadoras c del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por su adquisición de energía que se calculará según la siguiente expresión:
\nCAC(c,h,j) = EDC(c,h,j) * PMCP(h) Siendo:
\nCAC(c,h,j):
\nCoste de la energía adquirida por la empresa comercializadora c del sistema eléctrico aislado j en la hora h EDC(c,h,j):
\nEnergía adquirida por la empresa comercializadora c del sistema eléctrico aislado j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 4 del artículo 11. En función de si existe o no la medida coincidirá con EDCp (c,h,j) O EDCliqm (c,h,j).
\nPMCP(h):
\nPrecio medio final de adquisición de la energía para los consumidores y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h.
\nLos PMCP horarios utilizados por el operador del mercado para todas las liquidaciones provisionales que realice con anterioridad a la liquidación definitiva serán los últimos publicados. Para la liquidación definitiva estos valores serán publicados con anterioridad en el Web del operador del mercado con carácter de definitivos y corresponderán a las últimas liquidaciones efectuadas.
\nDe acuerdo con lo establecido en el artículo 11 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la Comunidad Autónoma o Ciudad a la que pertenecen los SEIE podrán establecer una adaptación del precio horario peninsular al que compran los comercializadores a la estructura estacional de la demanda del SEIE de su ámbito territorial, en cuyo caso los valores de PMCP(h) se obtendrían en función de lo establecido en la disposición que regule la citada adaptación de precios.
\nCada uno de los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho cc del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por la energía adquirida que se calculará según la siguiente expresión:
\nCACC(cc,h,j) = EDCC(cc,h,j) * PMCCP(h) Siendo:
\nCACC(cc,h,j):
\nCoste de la energía adquirida por el consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho, cc, del sistema eléctrico aislado j en la hora h EDCC(c,h,j):
\nEnergía adquirida por la el consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc del sistema eléctrico aislado j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 4 del artículo 11. En función de si existe o no la medida coincidirá con EDCCp (cc,h,j) o EDCCIiqm(cc,h,j) PMCCP(h):
\nPrecio medio final de adquisición de la energía para los consumidores y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h.
\nLos PMCCP horarios utilizados por el operador del mercado para todas las liquidaciones provisionales que realice con anterioridad a la liquidación definitiva serán los últimos publicados en su Web público. Para la liquidación definitiva estos valores serán publicados con anterioridad en el Web del operador del mercado con carácter de definitivos y corresponderán a las últimas liquidaciones efectuadas.
\nDe acuerdo con lo establecido en el artículo 11 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la Comunidad Autónoma o Ciudad a la que pertenecen los SEIE podrán establecer una adaptación del precio horario peninsular al que compran los consumidores que adquiere directamente la energía en el despacho a la estructura estacional de la demanda del SEIE de su ámbito territorial, en cuyo caso los valores de PMCCP(h) se obtendrían en función de lo establecido en la disposición que regule la citada adaptación de precios.
\nEn el caso que la energía medida en barras de central del generador del régimen ordinario i sea negativa, su obligación de pago por la energía adquirida se calculará según la siguiente expresión:
\nCAG(i,h,j) = - e(i,h,j) * PMCCP(h) siempre que: e(i,h,j) < 0 Siendo:
\nCAG(i,h,j): Coste de la energía adquirida por el generador del régimen ordinario del sistema eléctrico aislado j en la hora h. e(i,h,j): Energía negativa generada en la hora h por el grupo generador en régimen ordinario i del sistema extrapeninsular j. Esta variable se corresponderá con las variables etm(i,h,j) o em(i,h,j,d) definidas en el apartado 1 del artículo 11 dependiendo de que el grupo vierta su energía en la red de transporte o en la red del distribuidor d.
\nPMCCP(h): Precio medio final de adquisición de la energía para los consumidores y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h, excluidos los pagos por capacidad.
\nSi la energía medida negativa correspondiese a toda la central y no a un grupo concreto el sistema de medidas prorratearía ese valor entre todos los grupos de la central en función de sus potencias nominales.
\nEn el caso que la energía medida en barras de central del generador del régimen especial, e, que participa en el despacho de generación sea negativa, su obligación de pago por la energía adquirida se calculará según la siguiente expresión:
\nCAG(e,h,j) = –e(e,h,j) * PMCCP(h) siempre que: e(e,h,j) < 0 siendo:
\nCAG(e,h,j):
\nCoste de la energía adquirida por el generador del régimen especial e del sistema eléctrico aislado j en la hora h e(e, h,j):
\nEnergía negativa generada en la hora h por el grupo generador en régimen ordinario i del sistema extrapeninsular j. Esta variable se corresponderá con las variables etiiq(e,h,j) o eliq(e,h,j,d) definidas en el apartado 4 del artículo 11, dependiendo de que el grupo vierta su energía en la red de transporte o en la red del distribuidor d.
\nPMCCP(h):
\nPrecio medio final de adquisición de la energía para los consumidores y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h.
\nLa metodología de liquidación de la energía tiene por objeto liquidar a las empresas generadoras sus costes de producción con los importes satisfechos por los agentes compradores por la energía adquirida La bolsa compuesta por la agregación de los costes de generación de todos los grupos de generación en régimen ordinario y la valoración de la energía generada por los grupos en régimen especial que participan en el despacho económico teniendo en cuenta el precio final horario de generación, PFG(h), de los J sistemas eléctricos aislados pertenecientes a un determinado SEIE será la siguiente:
\nDonde: DCRE (e,h,j) es el valor a liquidar en la hora h al generador en régimen especial e del sistema extrapeninsular j por la energía generada, al que se refiere el apartado 9 del artículo 12.
\nLa bolsa compuesta por la agregación de los costes de adquisición de energía de todos los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho de los J sistemas eléctricos aislados pertenecientes a un determinado SEIE será la siguiente:
\nLos valores de BOLSAG (h) y BOLSAA (h) son diferentes debido a que tanto los distribuidores como los comercializadores y los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho adquieren su energía a los respectivos precios medios de adquisición resultantes para estos agentes en el mercado de producción peninsular, generándose en consecuencia un desequilibrio entre los importes de ambas bolsas (D/S (h)) en cada SEIE, que podrá ser positivo o negativo y cuyo importe se obtiene de la forma siguiente:
\nD/S(h) = BOLSAA(h) – BOLSAG(h) 9. Liquidación de los grupos de producción en régimen especial.
\nLa liquidación de la energía vertida por el generador en régimen especial que participe en el despacho de los SEIE tanto si ha elegido la opción a) como la opción b) del artículo 24.1 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, se calculará con la siguiente expresión sin perjuicio de la liquidación de tarifas reguladas, primas y complementos y tarifas establecidos en el artículo 30 del citado Real Decreto: \"DCRE(e,h,j) = e(e,h,j) * PREP(h) –desvio(e,h,j) * CDSV (h)\"
\nEl déficit/superávit señalado en el apartado 8 será distribuido entre todos los grupos de generación en régimen ordinario del SEIE en proporción al peso relativo de sus costes de generación respecto al total de costes de generación del régimen ordinario.
\nDCRO(i,h,j) = cg(i,h,j) + D/S(i,h,j) * D/S(h) siendo:
\nDCRO(i,h,j):
\nValor a liquidar en la hora h al grupo generador en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j cg(i,h,j):
\nCoste de generación en la hora h del grupo de generación en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j D/S (i,h,j): % de participación del grupo generador en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j en el valor del déficit/superávit del sistema extrapeninsular al que pertenece (D/S(h)) El valor de D/S (i,h,j) se obtendrá según la siguiente expresión:
\nSiendo J los sistemas eléctricos aislados pertenecientes a un determinado SEIE.
\nSegún lo establecido en el artículo 18.2 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la Comisión Nacional de Energía liquidará a cada grupo de generación en régimen ordinario la suma de los siguientes conceptos:
\n1.º La diferencia entre el coste de la energía adquirida por los distribuidores ubicados en los SEIE valorada al precio final horario de generación en cada SEIE (PFG(h)), y el coste de esa misma energía valorada al precio medio final horario resultante en el mercado peninsular para el conjunto de distribuidores.
\n2.º La diferencia entre el coste de la energía adquirida por los comercializadores ubicados en los SEIE valorada al precio final horario de generación en cada SEIE (PFG(h)), y el coste de esa misma energía valorada al precio medio final horario resultante en el mercado peninsular para el conjunto de comercializadores.
\n3.º La diferencia entre el coste de la energía adquirida por los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho ubicados en los SEIE valorada al precio final horario de generación en cada SEIE (PFG(h)), y el coste de esa misma energía valorada al precio medio final horario resultante en el mercado peninsular para los consumidores que adquieren directamente su energía en dicho mercado.
\nLa suma de los conceptos anteriores se corresponde con el valor del desequilibrio entre costes de generación y costes de adquisición (D/S (h)) definido en el apartado 8 de este artículo, por lo que el importe a liquidar por la Comisión Nacional de Energía a cada grupo generador en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE en la hora h (COMRO(i,h,j)) será igual a su participación en el citado desequilibrio:
\nCOMRO(i,h,j) = -(D/S(i,h,j) * DIS(h)) De la cuantía resultante de la expresión anterior se descontará el sobrecoste de generación que, en su caso, se haya liquidado previamente al generador i de acuerdo con lo establecido en el último párrafo del artículo 18.1 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.
\nEl importe complementario por la diferencia con la tarifa regulada o por la prima, incentivo o complemento a percibir por cada grupo generador de régimen especial será liquidado conforme a lo establecido en el artículo 30 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, y en su disposición transitoria sexta.
\nSe modifican el penúltimo párrafo del apartado 2 y el apartado 6 por la disposición final 2.3 y 4 de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre. Ref. BOE-A-2008-21009.
\nSe modifica por la disposición adicional 9.2 a 8 de la Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre. Ref. BOE-A-2007-22458.
\nRedactado conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 44, de 20 de febrero de 2008. Ref. BOE-A-2008-3098.
\nCada grupo de generación en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j tendrá en la hora h derecho de cobro igual a su coste de generación (cg (i,h,j)) calculado según lo establecido en el apartado del artículo 5.
\nPREP(h): Precio del mercado diario en la hora h.
\nPrima (e): Prima que corresponde al tipo de instalación al que pertenece el grupo en régimen especial e, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. A efectos de lo dispuesto en el artículo 27 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, el precio del mercado de referencia al que se refiere dicho artículo será PREP(h).
\nIncentivo (e): Incentivo que corresponde al tipo de instalación al que pertenece el grupo en régimen especial e, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 661/ 2007, de 25 de mayo. desv (e,h,j): Valor absoluto de la diferencia en la hora h entre la energía medida en barras de central del generador de régimen especial e del sistema eléctrico aislado j y la producción prevista comunicada al despacho.
\nCDSV(h): Coste medio de los desvíos del régimen especial peninsular de la misma categoría que participa en el mercado en la hora h.
\nEl importe desv(e,h,j)*CDSV(h) se define como coste de desvíos del generador e. En aquellos casos en que varios grupos generadores en régimen especial e de una misma categoría del sistema eléctrico aislado j participen en el despacho con el mismo agente de liquidación, se aplicará al coste de desvíos de cada generador e un factor de corrección, calculado dividiendo el valor absoluto de la suma de los desvíos horarios de todos los grupos e del agente pertenecientes a la misma categoría y sistema eléctrico aislado entre la suma del valor absoluto de dichos desvíos horarios.
\nAsimismo, los grupos de generación en régimen especial que participen en el despacho económico de generación tendrán derecho a percibir, cuando les corresponda, los complementos que se determinan en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.
\nCada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por su adquisición de energía que se calculará según la siguiente expresión:
\nCAC(c,h,j) = EDC(c,h,j) * PMCP(h) Siendo:
\nCAC(c,h,j): Coste de la energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h.
\nEDC(c,h,j): Energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 2 del artículo 11.
\nPMCP(h): Precio medio final de adquisición de la energía para los consumidores directos y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h excluidos los pagos por capacidad y el coste de los desvíos.
\nDe acuerdo con lo establecido en el artículo 11 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la Comunidad Autónoma o Ciudad a la que pertenecen los SEIE podrán establecer una adaptación del precio horario peninsular al que compran los comercializadores y consumidores directos a la estructura estacional de la demanda del SEIE de su ámbito territorial, en cuyo caso los valores de PMCP(h) se obtendrían en función de lo establecido en la disposición que regule la citada adaptación de precios.
\nEl precio de adquisición de energía definido en este apartado no será de aplicación a los comercializadores de último recurso en los SEIE por la energía eléctrica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de último recurso. El precio de adquisición de esta energía será el establecido en la disposición adicional decimoquinta del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica.
\nCada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por capacidad que se calculará según la siguiente expresión:
\nPCAP(c,h,j) = ∑t EDC(c,h,j,ta) * PCAP(h,ta) Siendo:
\nPCAP(c,h,j): Coste del pago por capacidad para la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h EDC(c,h,j,ta): Energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h en la tarifa de acceso ta. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 2 del artículo 11.
\nPCAP(h,ta): Precio del pago por capacidad para la demanda en la hora h para la tarifa de acceso ta establecido en la normativa vigente.
\nLa obligación de pago por capacidad definida en este apartado no será de aplicación a los comercializadores de último recurso en los SEIE por la energía eléctrica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de último recurso.
\nCada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por coste de desvíos que se calculará según la siguiente expresión:
\nCDSV(c,h,j) = Abs(EDC(c,h,j) - EDCp(c,h,j)) * CDSVPEN (h) Siendo:
\nCDSV(c,h,j): Obligación de pago por coste de desvíos para la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h.
\nEDC(c,h,j): Energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 2 del artículo 11.
\nEDCp (c,h,j): Previsión de compras en barras de central de la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h comunicada al despacho según lo dispuesto en los procedimientos de operación.
\nCDSVPEN(h): Coste medio de los desvíos de los consumidores directos y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h.
\nLa obligación de pago por coste de desvíos definida en este apartado no será de aplicación a los comercializadores de último recurso en los SEIE por la energía eléctrica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de último recurso.
\nEn el caso que la energía medida en barras de central del generador e en régimen ordinario o en régimen especial que participa en el despacho de generación sea negativa por consumo de servicios auxiliares, su obligación de pago por la energía adquirida se calculará según la siguiente expresión:
\nCAG(e,h,j) = -e(e,h,j) * PMD(h); siempre que: e(e,h,j) < 0 Siendo:
\nCAG(e,h,j): Coste de la energía adquirida por el generador e del sistema eléctrico aislado j en la hora h e(e,h,j): Energía negativa generada en la hora h por el grupo generador e del sistema extrapeninsular j.
\nPMD(h): Precio del mercado diario en la hora h.
\nEn las liquidaciones con cierre de medidas, el cierre de energía de cada subsistema eléctrico aislado j en la hora h, calculado según lo dispuesto en el apartado 3 del artículo 11, se valorará al precio del mercado diario en la hora h.
\nLos derechos de cobro por cierres positivos y las obligaciones de pago por cierres negativos se liquidarán en la cuenta del operador del sistema. El saldo resultante tendrá la consideración de ingreso o coste liquidable del sistema a los efectos del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento, y como tal se incluirá en las liquidaciones de las actividades reguladas según establece la disposición adicional segunda del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica.
\nLa metodología de liquidación de la energía tiene por objeto liquidar a las empresas generadoras sus costes de producción con los importes satisfechos por los agentes compradores por la energía adquirida La bolsa compuesta por la agregación de los costes de generación de todos los grupos de generación en régimen ordinario y la valoración de la energía generada por los grupos en régimen especial que participan en el despacho económico teniendo en cuenta el precio final horario de generación, PFG(h), de los J sistemas eléctricos aislados pertenecientes a un determinado SEIE será la siguiente:
\nDonde: DCRE (e,h,j) es el valor a liquidar en la hora h al generador en régimen especial e del sistema extrapeninsular j por la energía generada, al que se refiere el apartado 9 del artículo 12.
\nLa bolsa compuesta por la agregación de los costes de adquisición de energía de todos los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho de los J sistemas eléctricos aislados pertenecientes a un determinado SEIE será la siguiente:
\nLos valores de BOLSAG (h) y BOLSAA (h) son diferentes debido a que tanto los distribuidores como los comercializadores y los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho adquieren su energía a los respectivos precios medios de adquisición resultantes para estos agentes en el mercado de producción peninsular, generándose en consecuencia un desequilibrio entre los importes de ambas bolsas (D/S (h)) en cada SEIE, que podrá ser positivo o negativo y cuyo importe se obtiene de la forma siguiente:
\nD/S(h) = BOLSAA(h) – BOLSAG(h) 9. Liquidación de los grupos de producción en régimen especial.
\nLa liquidación de la energía vertida por el generador en régimen especial que participe en el despacho de los SEIE tanto si ha elegido la opción a) como la opción b) del artículo 24.1 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, se calculará con la siguiente expresión sin perjuicio de la liquidación de tarifas reguladas, primas y complementos y tarifas establecidos en el artículo 30 del citado Real Decreto: \"DCRE(e,h,j) = e(e,h,j) * PREP(h) –desvio(e,h,j) * CDSV (h)\"
\nEl déficit/superávit señalado en el apartado 8 será distribuido entre todos los grupos de generación en régimen ordinario del SEIE en proporción al peso relativo de sus costes de generación respecto al total de costes de generación del régimen ordinario.
\nDCRO(i,h,j) = cg(i,h,j) + D/S(i,h,j) * D/S(h) siendo:
\nDCRO(i,h,j):
\nValor a liquidar en la hora h al grupo generador en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j cg(i,h,j):
\nCoste de generación en la hora h del grupo de generación en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j D/S (i,h,j): % de participación del grupo generador en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j en el valor del déficit/superávit del sistema extrapeninsular al que pertenece (D/S(h)) El valor de D/S (i,h,j) se obtendrá según la siguiente expresión:
\nSiendo J los sistemas eléctricos aislados pertenecientes a un determinado SEIE.
\nSegún lo establecido en el artículo 18.2 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la Comisión Nacional de Energía liquidará a cada grupo de generación en régimen ordinario la suma de los siguientes conceptos:
\n1.º La diferencia entre el coste de la energía adquirida por los distribuidores ubicados en los SEIE valorada al precio final horario de generación en cada SEIE (PFG(h)), y el coste de esa misma energía valorada al precio medio final horario resultante en el mercado peninsular para el conjunto de distribuidores.
\n2.º La diferencia entre el coste de la energía adquirida por los comercializadores ubicados en los SEIE valorada al precio final horario de generación en cada SEIE (PFG(h)), y el coste de esa misma energía valorada al precio medio final horario resultante en el mercado peninsular para el conjunto de comercializadores.
\n3.º La diferencia entre el coste de la energía adquirida por los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho ubicados en los SEIE valorada al precio final horario de generación en cada SEIE (PFG(h)), y el coste de esa misma energía valorada al precio medio final horario resultante en el mercado peninsular para los consumidores que adquieren directamente su energía en dicho mercado.
\nLa suma de los conceptos anteriores se corresponde con el valor del desequilibrio entre costes de generación y costes de adquisición (D/S (h)) definido en el apartado 8 de este artículo, por lo que el importe a liquidar por la Comisión Nacional de Energía a cada grupo generador en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE en la hora h (COMRO(i,h,j)) será igual a su participación en el citado desequilibrio:
\nCOMRO(i,h,j) = -(D/S(i,h,j) * DIS(h)) De la cuantía resultante de la expresión anterior se descontará el sobrecoste de generación que, en su caso, se haya liquidado previamente al generador i de acuerdo con lo establecido en el último párrafo del artículo 18.1 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.
\nEl importe complementario por la diferencia con la tarifa regulada o por la prima, incentivo o complemento a percibir por cada grupo generador de régimen especial será liquidado conforme a lo establecido en el artículo 30 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, y en su disposición transitoria sexta.
\nSe modifican los apartados 2 a 7 por la disposición final 1.7 y 8 de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio. Ref. BOE-A-2010-9417.
\nSe modifican el penúltimo párrafo del apartado 2 y el apartado 6 por la disposición final 2.3 y 4 de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre. Ref. BOE-A-2008-21009.
\nSe modifica por la disposición adicional 9.2 a 8 de la Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre. Ref. BOE-A-2007-22458.
\nRedactado conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 44, de 20 de febrero de 2008. Ref. BOE-A-2008-3098.
\nEA(e,h,j) = (etm(e,h,j) – etp(e,h,j))* ((1+r+p) n/12 –1) Siendo:
\nEA(e,h,j):
\nEnergía adicional a liquidar en la hora h al generador en régimen especial e que participa en el despacho de generación y está conectado a la red de transporte del sistema eléctrico aislado j r :
\nTipo de interés anual a aplicar, expresado en tanto por uno. Será establecido por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas ρ:
\nPrima complementaria del tipo de interés, expresada en tanto por uno, para incentivar a minimizar las diferencias entre programa y medida, que será determinada anualmente por la Dirección General de Política Energética y Minas. Esta prima tendrá un valor negativo cuando la energía medida sea mayor que la programada y valor positivo en caso contrario. n:
\nNúmero de meses transcurridos desde que se liquidó al agente en base a programa y la liquidación en base a medida 2. La energía a liquidar a cada generador en régimen especial que participa en el despacho de generación y que está conectado a la red del distribuidor d una vez que se disponga de la medida de su generación incorporará un término adicional, (EA(e,h,j,d)), que se calculará de la siguiente forma:
\nEA(e,h,j,d) = (em(e,h,j,d) – ep(e,h,j,d))* ((1 +r+p) n/12 -1) Siendo:
\nEA(e,h,j,d):
\nEnergía adicional a liquidar en la hora h al generador en régimen especial e que participa en el despacho de generación y está conectado a la red del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j p:
\nPrima complementaria del tipo de interés, expresada en tanto por uno, para incentivar a minimizar las diferencias entre programa y medida, que será determinada anualmente por la Dirección General de Política Energética y Minas. Esta prima tendrá un valor negativo cuando la energía medida sea mayor que la programada y valor positivo en caso contrario.
\nEA(c,h,j) = (EDCm(c,h,j) –EDCp(c,h,j))* ((1+r+p) n/12 -1) Siendo:
\nEA(c,h,j):
\nEnergía adicional a liquidar en la hora h al comercializador c del sistema eléctrico aislado j EDCm(c,h,j):
\nEnergía demandada calculada a partir de las medidas del comercializador c del sistema j en la hora h, que se compone de la demanda calculada a partir de la medida tanto de los consumidores conectados en la red de transporte como de los conectados en la red de distribución, de forma que:
\nEDCp(c,h,j):
\nEnergía programada del comercializador c del sistema j en la hora h. p:
\nPrima complementaria del tipo de interés, expresada en tanto por uno, para incentivar a minimizar las diferencias entre programa y medida, que será determinada anualmente por la Dirección General de Política Energética y Minas. Esta prima tendrá un valor positivo cuando la energía medida sea mayor que la programada y valor negativo en caso contrario.
\nEA(cc,h,j) = (EDCCm(cc,h,j) –EDCCp(cc,h,j))* ((1 +r+p) n/12 -1) Siendo:
\nEA(cc,h,j):
\nEnergía adicional a liquidar en la hora h al consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc del sistema eléctrico aislado j EDCCm(cc,h,j):
\nEnergía demandada calculada a partir de las medidas del consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc del sistema j en la hora h, que se compone de la demanda calculada a partir de la medida tanto de los consumos de instalaciones conectados en la red de transporte como de los conectados en la red de distribución, de forma que:
\nEDCCp(cc,h,j):
\nEnergía programada del consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc del sistema j en la hora h. p:
\nPrima complementaria del tipo de interés, expresada en tanto por uno, para incentivar a minimizar las diferencias entre programa y medida, que será determinada anualmente por la Dirección General de Política Energética y Minas. Esta prima tendrá un valor positivo cuando la energía medida sea mayor que la programada y valor negativo en caso contrario.
\nEA(d,h,j) = (EDDm(d,h,j) – EDDp(d,h,j))*((1+r+p) n/12 -1) Siendo:
\nEA(d,h,j):
\nEnergía adicional a liquidar en la hora h al distribuidor d del sistema eléctrico aislado j EDDm(d,h,j):
\nEnergía liquidada en la hora h al distribuidor d del sistema j en la liquidación provisional con medidas definitivas de todos los agentes calculada en la forma establecida en el apartado 4.2 del artículo 11.
\nEDDp(d,h,j):
\nEnergía programada en la hora h del distribuidor d del sistema j p:
\nPrima complementaria del tipo de interés, expresada en tanto por uno, para incentivar a minimizar las diferencias entre programa y medida, que será determinada anualmente por la Dirección General de Política Energética y Minas. Esta prima tendrá un valor positivo cuando la energía medida sea mayor que la programada y valor negativo en caso contrario.
\nEA(c,h,j) = (EDCm(c,h,j) –EDCp(c,h,j))* ((1+r+p) n/12 -1) Siendo:
\nEA(c,h,j):
\nEnergía adicional a liquidar en la hora h al comercializador c del sistema eléctrico aislado j EDCm(c,h,j):
\nEnergía demandada calculada a partir de las medidas del comercializador c del sistema j en la hora h, que se compone de la demanda calculada a partir de la medida tanto de los consumidores conectados en la red de transporte como de los conectados en la red de distribución, de forma que:
\nEDCp(c,h,j):
\nEnergía programada del comercializador c del sistema j en la hora h. p:
\nPrima complementaria del tipo de interés, expresada en tanto por uno, para incentivar a minimizar las diferencias entre programa y medida, que será determinada anualmente por la Dirección General de Política Energética y Minas. Esta prima tendrá un valor positivo cuando la energía medida sea mayor que la programada y valor negativo en caso contrario.
\nEA(cc,h,j) = (EDCCm(cc,h,j) –EDCCp(cc,h,j))* ((1 +r+p) n/12 -1) Siendo:
\nEA(cc,h,j):
\nEnergía adicional a liquidar en la hora h al consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc del sistema eléctrico aislado j EDCCm(cc,h,j):
\nEnergía demandada calculada a partir de las medidas del consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc del sistema j en la hora h, que se compone de la demanda calculada a partir de la medida tanto de los consumos de instalaciones conectados en la red de transporte como de los conectados en la red de distribución, de forma que:
\nEDCCp(cc,h,j):
\nEnergía programada del consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc del sistema j en la hora h. p:
\nPrima complementaria del tipo de interés, expresada en tanto por uno, para incentivar a minimizar las diferencias entre programa y medida, que será determinada anualmente por la Dirección General de Política Energética y Minas. Esta prima tendrá un valor positivo cuando la energía medida sea mayor que la programada y valor negativo en caso contrario.
\nEA(d,h,j) = (EDDm(d,h,j) – EDDp(d,h,j))*((1+r+p) n/12 -1) Siendo:
\nEA(d,h,j):
\nEnergía adicional a liquidar en la hora h al distribuidor d del sistema eléctrico aislado j EDDm(d,h,j):
\nEnergía liquidada en la hora h al distribuidor d del sistema j en la liquidación provisional con medidas definitivas de todos los agentes calculada en la forma establecida en el apartado 4.2 del artículo 11.
\nEDDp(d,h,j):
\nEnergía programada en la hora h del distribuidor d del sistema j p:
\nPrima complementaria del tipo de interés, expresada en tanto por uno, para incentivar a minimizar las diferencias entre programa y medida, que será determinada anualmente por la Dirección General de Política Energética y Minas. Esta prima tendrá un valor positivo cuando la energía medida sea mayor que la programada y valor negativo en caso contrario.
\nSe suprimen los apartados 1 y 2 por la disposición adicional 9.9 de la Orden ITC/3860/2007. Ref. BOE-A-2007-22458.
\n(Suprimido) Se suprime por la disposición final 1.11 de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio. Ref. BOE-A-2010-9417.
\nSe suprimen los apartados 1 y 2 por la disposición adicional 9.9 de la Orden ITC/3860/2007. Ref. BOE-A-2007-22458.
\nPara cada grupo de generación en régimen ordinario del sistema eléctrico aislado j el valor de la prima de funcionamiento en la hora h se calculará por el Operador del Mercado quien los remitirá a la Comisión Nacional de Energía, de acuerdo con la siguiente fórmula:
\nSiendo: cgvar(i,h,j):
\nEl coste variable en la hora h del grupo i del sistema eléctrico aislado j, calculado de acuerdo con el punto sexto, expresado en céntimos de Euro. e(i,h,j):
\nEnergía neta medida en barras de central aportada por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora h, expresado en kWh.
\nPMP:
\nPrecio medio peninsular previsto en el Real Decreto por el que se aprueba la tarifa media o de referencia de cada año, expresada en céntimos de Euro/kWh. Este precio incluye el cargo por servicios complementarios en el sistema peninsular y excluye el cargo por garantía de potencia.
\nPara cada grupo de generación en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j en la hora h, el valor de la prima de funcionamiento PrF(i,h,j) se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
\nPrF(i,h,j) = [D/S(i,h,j) * D/S(h)] / E(i,h,j) Siendo:
\nD/S(i,h,j) * D/S(h): El importe del déficit/superávit distribuido al generador i según lo dispuesto en el apartado 10 del artículo 12.
\nE(i,h,j): Energía neta medida en barras de central aportada por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora h.
\nSe modifica por la disposición final 1.9 de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio. Ref. BOE-A-2010-9417.
\nCon objeto de que el operador del mercado pueda realizar las funciones señaladas en los subapartados b) y c) del artículo 5.1 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, el Operador del Sistema deberá poner a disposición del Operador del Mercado, la siguiente información:
\n1.º Diariamente antes de las 12 horas, el operador del sistema pondrá a disposición del operador del mercado la siguiente información referida a cada uno de los sistemas insulares y extrapeninsulares, y para cada hora h del día anterior:
\n2.º Igualmente diariamente, el operador del sistema pondrá a disposición del operador del mercado la siguiente información referida a cada uno de los sistemas insulares y extrapeninsulares, y para cada hora h del día siguiente:
\n