Categoría: Energía y Medio Ambiente

la diferencia de liquidación a la que hace referencia el apartado 6 de este artículo.
1. Los titulares de las unidades de adquisición podrán resultar exentos del pago del coste del ajuste de conformidad con lo establecido en los apartados 4 y 6 del artículo 7, por aquella parte de su energía que se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo, considerando lo establecido en el artículo 7.7.
En todo caso, solo aquellos instrumentos de cobertura a plazo firmados con anterioridad al 26 de abril de 2022 podrán ser empleados como medio para que la energía asociada a los mismos resulte exenta del pago del coste del ajuste de conformidad con lo establecido en este artículo. Los instrumentos de cobertura a plazo firmados con posterioridad a dicha fecha, así como las renovaciones, revisiones de precio o prórrogas de los instrumentos de cobertura de fecha anterior al 26 de abril de 2022 que se produzcan con posterioridad a dicha fecha, no podrán emplearse como medio para que la energía asociada a los mismos pueda resultar exenta del pago del coste del ajuste.
2. En el proceso de reparto del coste del ajuste entre la energía de demanda a que hacen referencia los apartados 4 y 6 del artículo 7 y considerando lo establecido en el artículo 7.7, el operador del mercado y el operador del sistema no tendrán en cuenta aquella parte de la energía que se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo de conformidad con el apartado anterior.
3. Al objeto de declarar aquella parte de la energía que se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo, los agentes de mercado compradores dispondrán de un plazo máximo de 5 días hábiles, a contar desde la entrada en vigor de este real decreto-ley, para presentar la información a que hace referencia los apartados siguientes ante el operador del mercado. No se admitirá cualquier información presentada con posterioridad a dicho plazo, salvo cuando se trate de una subsanación de conformidad con lo establecido en la disposición transitoria primera.
En particular, el operador del mercado adaptará sus sistemas para incorporar el tratamiento de la energía sujeta a instrumentos de cobertura en el reparto del coste del ajuste, en base a la información presentada por los agentes de mercado en las plantillas a que hace referencia el apartado 4 supervisando únicamente los aspectos de naturaleza formal asociados a dicha remisión. Asimismo, el operador del mercado remitirá a la autoridad reguladora nacional correspondiente el conjunto de información acreditativa correspondiente a los instrumentos de cobertura presentada por los agentes, a los efectos que se indican a continuación.
Por su parte, la autoridad reguladora llevará a cabo, en todo momento y durante la vigencia del mecanismo de ajuste establecido en este real decreto-ley, las funciones de comprobación, análisis y supervisión de la información acreditativa correspondiente a dichos instrumentos de cobertura presentada por los agentes de mercado a que hacen referencia los apartados 4, 5 y 6. Para aquellos agentes de mercado que no declaren instrumentos de cobertura a plazo de conformidad con lo establecido en este artículo, se entenderá que toda la energía asociada a sus unidades de adquisición se encontrará sujeta al pago del ajuste en los términos previsto en el artículo 7.
En relación con la información incluida en los apartados 5 y 6, el operador del mercado remitirá a la autoridad reguladora la información a la que hace referencia dichos apartados, según los criterios que esta determine.
4. Los agentes de mercado compradores que opten por la declaración de la energía sujeta a instrumentos de cobertura a plazo ante el operador del mercado, deberán presentar las plantillas correspondientes que incluyan un calendario de maduración de las coberturas, de periodicidad mensual, y en el que se identifique, para cada país, la energía asociada a su posición neta compradora que se beneficia de las coberturas declaradas en virtud de este artículo, durante el periodo de aplicación de este mecanismo. Dicha energía será empleada por parte del operador del mercado y del operador del sistema en la determinación de la energía asociada a las unidades de adquisición que resultará exenta del pago. A fin de facilitar el tratamiento de dicha información, el operador del mercado establecerá un formato electrónico de envío de la misma, debiendo los agentes enviarla conforme al procedimiento operativo que se establezca.
A efectos de la liquidación de la diferencia entre la liquidación del ajuste realizada por el operador del mercado y la que correspondería si esa liquidación se hubiera realizado en proporción a la medida en barras de central de las unidades de adquisición a la que hace referencia el párrafo segundo del artículo 7.6, el operador del mercado comunicará al operador del sistema el valor horario de energía de cada unidad de adquisición que no debe ser tenida en cuenta al encontrarse sujeta a instrumentos de cobertura a plazo de conformidad con el apartado 1 y según lo previsto en el apartado 9.
La información anterior deberá ir acompañada de una declaración responsable, firmada por el consejero delegado o cargo de análoga responsabilidad del agente de mercado, que incluya, al menos, el volumen de la energía sujeta al instrumento de cobertura a plazo a precio fijo con liquidación o entrega en el mes correspondiente, indicando la posición neta compradora registrada en cada cámara de contrapartida central en las que se admita el registro de productos de cobertura con subyacente el precio de la electricidad español o portugués, con entrega física o con liquidación financiera o, de no haber sido registrado en cámara, comunicada al organismo correspondiente bajo la normativa REMIT o EMIR. Tanto la declaración responsable como las plantillas a que hace referencia el párrafo anterior deberán seguir los modelos aprobados en el anexo II de este real decreto-ley.
Excepcionalmente, para el primer y segundo mes de aplicación del mecanismo de ajuste, la periodicidad de maduración de las coberturas a que hacen referencia los párrafos anteriores se remitirá con periodicidad semanal y quincenal, respectivamente. La información correspondiente a dichos meses se remitirá siguiendo los modelos de plantilla incluidos en el anexo II, realizando las adaptaciones necesarias para recoger el cambio de periodicidad antes referido.
5. En el caso de los consumidores directos en mercado, la información a que hace referencia el apartado anterior deberá ir acompañada de la documentación acreditativa correspondiente a dichos instrumentos de cobertura. No se admitirán aquellos instrumentos de cobertura a plazo, sean bilaterales o adquiridos en mercados organizados, que no se encuentren debidamente registrados en alguna de las cámaras de contrapartida central en las que se admita el registro de productos de cobertura con subyacente el precio de la electricidad español o portugués o, de no haber sido registrados en cámara, que no se encuentren debidamente comunicados, antes de la entrada en vigor de este real decreto-ley, al organismo correspondiente bajo la normativa REMIT o EMIR.
6. En el caso de los comercializadores de energía eléctrica, la información a que hace referencia el apartado 4 deberá ir acompañada de la documentación acreditativa correspondiente a dichos instrumentos de cobertura.
A tal fin, los comercializadores de energía eléctrica deberán presentar los instrumentos de cobertura que hayan suscrito tanto de forma bilateral como a través de productos estandarizados en mercados organizados, siempre que estos se encuentren debidamente registrados en alguna de las cámaras de contrapartida central en las que se admita el registro de productos de cobertura con subyacente el precio de la electricidad español o portugués o, de no haber sido registrados en cámara, que hayan sido comunicados, antes de la entrada en vigor de este real decreto-ley, al organismo correspondiente bajo la normativa REMIT o EMIR. En caso de que la posición neta compradora haya sido suscrita por una empresa distinta del titular de las unidades de adquisición que pertenezcan a un mismo grupo empresarial, dicha circunstancia deberá de quedar debidamente justificada al objeto de que la energía asociada a dichos instrumentos de cobertura pueda quedar efectivamente exenta.
Alternativamente, cuando la energía sujeta a instrumentos de cobertura a plazo sea bilateralizada, entre empresas de generación y comercialización pertenecientes a un mismo grupo verticalmente integrado, las comercializadoras de energía eléctrica podrán presentar la energía asociada a los contratos de suministro celebrados o prorrogados con los consumidores finales en España o en Portugal con precio fijo con anterioridad al 26 de abril de 2022 en tanto no se renueven ni se prorroguen ni sus precios se vean modificados antes de la fecha de finalización del contrato o de la prórroga, y que permitan justificar la existencia de precios fijos de suministro asociados al coste de la energía a sus consumidores finales como medio para declarar la exención de la energía asociada a dichos contratos en el cálculo del reparto del coste del ajuste de conformidad con el artículo 7.4 durante el periodo de vigencia de este mecanismo de ajuste. La estimación de energía asociada a todos estos contratos deberá realizarse teniendo en cuenta históricos de consumo que puedan acreditarse o información sobre consumidores tipo publicada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia recientemente. Los comercializadores deberán proporcionar el listado de puntos de suministro que acredite la exención de la energía asociada a dichos contratos, la fecha de finalización del contrato o prórroga, la energía prevista y los criterios utilizados para su estimación. De acuerdo con las plantillas recogidas en el anexo II, deberá reportarse la energía asociada a dicha cartera de contratos de suministro, los restantes contratos de suministro en los que exista indexación al mercado mayorista al contado de electricidad, así como el resto de contratos que completen la cartera del comercializador durante el calendario indicado en el apartado 4 de este artículo.
Cuando los contratos de suministro a precio fijo a los que se refieren los párrafos anteriores incorporen una indexación parcial a los precios del mercado peninsular mayorista al contado de electricidad, resultará excluida únicamente la energía equivalente de la parte del contrato no indexada.
7. Cuando se trate de representantes en nombre propio que actúen como agentes de mercado, corresponderá a éstos la presentación, en su caso, de los instrumentos de cobertura a plazo a que se refiere este artículo correspondientes a sí mismos y a sus representados, agregando toda la información de los volúmenes de energía cubiertos en un único documento, por país, de conformidad con las plantillas incluidas en el anexo II, y manteniendo la desagregación de los contratos de cobertura entre sus unidades de adquisición conforme a lo previsto en el apartado 9.
8. Cuando se trate de representantes en nombre ajeno, que actúen como agentes de mercado, corresponderá a los agentes representados la presentación, en su caso, de los instrumentos de cobertura a plazo a que se refiere este artículo, distribuyéndose los volúmenes de energía cubiertos de cada agente representado entre las unidades de adquisición asociadas a dicho agente conforme a lo previsto en el apartado siguiente.
9. Al objeto de distribuir los volúmenes de energía declarados por los agentes de mercado de conformidad con lo establecido en los apartados anteriores entre las unidades de adquisición asociados a dichos agentes, el operador del mercado, de manera diferenciada en cada país, aplicará las siguientes reglas:
a) Para cada mes de aplicación del mecanismo de ajuste previsto en este real decreto-ley, los volúmenes de energía correctamente declarados por los agentes de mercado se desagregarán entre todas las horas del mes de manera lineal, truncando la cifra resultante a MWh con un decimal.
b) La energía resultante de la desagregación correspondiente al párrafo anterior, será tenida en cuenta en el proceso de reparto del coste del ajuste, restándola a la energía programada correspondiente a la unidad de adquisición del agente de mercado para cada hora, hasta alcanzar un valor nulo, al objeto de llevar a cabo el reparto del coste del ajuste de conformidad con lo establecido en el artículo 7.
c) En caso de que un mismo agente de mercado cuente con varias unidades de adquisición, la energía resultante del apartado a) será distribuida cada hora entre las unidades de adquisición proporcionalmente al volumen de energía asociado a cada unidad de adquisición, truncando la cifra resultante a MWh con un decimal. Una vez se haya llevado a cabo dicha desagregación, la energía resultante se aplicará sobre cada unidad de adquisición en los mismos términos del apartado b).
El reparto lineal de la energía sujeta a instrumentos de cobertura a plazo se llevará a cabo con independencia de la modalidad de coberturas a plazo declaradas por los agentes de mercado.
La desagregación horaria de la energía exente obtenida conforme a las anteriores reglas será remitida por el operador del mercado al operador del sistema para la liquidación del ajuste a que hace referencia el artículo 7.6.
Igualmente, en el caso de que la energía exenta a que hace referencia el párrafo b) sea superior a la energía medida en barras de central en esa hora, se considerará un valor nulo de energía a efectos del cálculo del reparto del coste del ajuste que realiza el operador del sistema en proporción a la medida para obtener la diferencia a la que se refiere el párrafo segundo del artículo 7.6.
El operador del mercado definirá el precio aplicable a las unidades de adquisición.
Así, el precio de adquisición será para cada periodo de programación la suma del precio expresado en €/MWh resultante de la casación de conformidad con el artículo 5, más la parte proporcional que corresponda del ajuste a los consumidores definidos en el artículo 7.
1. El operador del mercado requerirá a los agentes titulares de unidades de adquisición la formalización de garantías para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de la liquidación del mecanismo de ajuste. La falta de aportación de dichas garantías impedirá la participación de estas unidades en los diferentes mercados de producción de energía eléctrica.
2. Las garantías se cuantificarán valorando la energía máxima diaria de compra de las unidades de oferta de adquisición de dichos titulares, que no se encuentre sujeta a instrumentos de cobertura a plazo de conformidad con lo establecido en el artículo 8, al Precio de Riesgo de Ajuste (PRAJ), tal y como se define a continuación:
Siendo:
GAJ: garantías requeridas a los titulares de unidades de adquisición para cubrir el coste correspondiente al mecanismo de ajuste de los costes de producción de energía eléctrica.
Pmax(ua): potencia máxima de la unidad ua.
p: Número de periodos de programación del día. Siendo p igual a 24 en programación horario.
r: resolución del periodo, tomando el valor 1 en resolución horaria.
n: número de días a cubrir por dichos requerimientos. Siendo n igual a 2.
PRAJ: Precio de riesgo de ajuste, expresado en €/MWh.
EEXA(z,d): energía diaria exenta del pago del ajuste declarada por el agente titular en la zona de precio z en el día de cálculo d, según se establece en el artículo 8, expresada en MWh.
El importe del requerimiento de garantías calculado con la fórmula anterior, se incrementará con los impuestos y cuotas aplicables que correspondan en cada caso.
3. El precio de riesgo de ajuste (PRAJ) se calculará y publicará por el operador del mercado, quien lo actualizará periódicamente considerando el valor de la cuantía unitaria diaria del ajuste, así como la máxima energía con derecho a percibir ajuste de las instalaciones definidas en el artículo 2.1.
4. La metodología de cálculo de los requerimientos de garantías se podrá modificar mediante las reglas de funcionamiento del mercado.
5. El operador del sistema requerirá a los titulares de unidades de adquisición la formalización de las garantías necesarias para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de la liquidación del mecanismo de ajuste que realicen con los mecanismos establecidos a tal efecto en el P.O. 14.3 Garantías de pago.
1. En caso de incumplimiento de la obligación de pago de la liquidación correspondiente al reparto del ajuste que realice el operador del mercado, éste procederá a ejecutar las garantías del titular de la unidad de adquisición correspondiente. Si las garantías constituidas no fueran suficientes, el operador del mercado prorrateará la cantidad adeudada entre los titulares de instalaciones de producción objeto del mecanismo de ajuste en proporción al importe del ajuste en el mismo horizonte de liquidación.
2. La cantidad adeudada devengará intereses por los días de demora a cargo del agente moroso en los mismos términos recogidos por las reglas del mercado diario e intradiario.
3. El operador del mercado suspenderá de participación a aquellos titulares de unidades de adquisición que incumplan la obligación de pago, así como aquellos que no aporten o mantengan las garantías de pago requeridas. La suspensión acordada por el operador del mercado con base en estos incumplimientos, será comunicada al operador del sistema para que proceda a suspender la participación de las unidades de programación correspondientes a partir de la recepción de la comunicación.
Asimismo, en el ámbito español, el operador del sistema suspenderá de participación a aquellos titulares de unidades de adquisición que incumplan su obligación de pago de la liquidación del operador del sistema.
En el ámbito español, la suspensión de un comercializador supondrá el traspaso automático provisional de sus clientes al comercializador de referencia, de conformidad con los criterios establecidos en el artículo 4 del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, en tanto se resuelve sobre su inhabilitación.
4. Igualmente, el operador del mercado comunicará a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia cualquier incumplimiento de los reseñados en el apartado anterior, así como también el incumplimiento de la obligación de darse de alta como agente prevista en el artículo 4.4.
1. El operador del mercado y el operador del sistema eléctrico español, en el ámbito de sus respectivas funciones y en relación a los agentes españoles participantes en los mercados, comunicarán a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia cualquier actuación de los agentes de mercado contraria al correcto funcionamiento del esquema de fijación de precio en el mercado diario ibérico regulado en el artículo 5, así como al correcto funcionamiento del mecanismo de ajuste establecido en el artículo 7, al objeto de valorar si dicha actuación puede ser constitutiva de infracción sancionable por el organismo correspondiente.
2. La manipulación, alteración o desviación injustificada de las ofertas de venta presentadas por los sujetos españoles a que hace referencia el artículo 2.1, que internalicen un precio de referencia de gas natural distinto del establecido en el artículo 3, tendrá la consideración de infracción muy grave, de conformidad con lo establecido en el artículo 64 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.
3. Asimismo, la manipulación, alteración o desviación injustificada de las ofertas de compra presentadas por las unidades de adquisición españolas, tendrá la consideración de infracción muy grave, de conformidad con lo establecido en el artículo 64 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.
En particular, tendrá la consideración de infracción muy grave la falta de programación por parte de los agentes de mercado correspondientes a sus unidades de adquisición con el objetivo de evitar el coste de la liquidación del mecanismo de ajuste entre todas las unidades de compra realizada de conformidad con lo establecido en el artículo 7.4. Dicha instrucción sancionadora se realizará sin perjuicio de la eventual suspensión de la participación en el mercado según lo dispuesto en el artículo 11.3.
4. La desviación injustificada de las ofertas de venta presentadas por los sujetos a que hace referencia el artículo 2.1 a los servicios de ajuste y de balance, tendrá la consideración de infracción muy grave, de conformidad con lo establecido en el artículo 64 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.
5. La inexactitud o falsedad en cualquiera de los datos aportados en previsión de lo dispuesto en los artículos 4 y 8, tendrá la consideración de infracción muy grave, de conformidad con lo establecido en el artículo 64 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. A estos efectos el operador del mercado y el operador del sistema remitirán a la autoridad reguladora cualquier incidencia detectada sobre la información de las coberturas remitida por los sujetos, en virtud de dichos artículos.
Adicionalmente, la incoación del procedimiento sancionador realizado en virtud de lo establecido en este apartado podrá incluir como medida provisional la pérdida de la condición de agente de mercado.
6. Las labores de supervisión incluidas en este artículo se realizarán conforme a lo establecido en el Reglamento (UE) n.º 1227/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2011, sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energía.
1. El coste del ajuste establecido en el artículo 7 será un componente del precio final horario del mercado peninsular, a los efectos establecidos en la disposición adicional sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación.
2. A efectos de lo dispuesto en el apartado 1 del anexo I del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, y de acuerdo a lo recogido en el artículo 7.9, el coste del ajuste establecido en el artículo 7 se descontará del valor del precio medio final diario del mercado peninsular para el cálculo del precio PpeninD, a los efectos de la liquidación del despacho a las comercializadoras, los consumidores directos, los generadores para su consumo de servicios auxiliares y, en su caso, a los representantes.
3. Sin perjuicio de lo anterior, a efectos de lo dispuesto en la disposición transitoria octava del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, para el cálculo del precio de los comercializadores de referencia en territorios no peninsulares, no se descontará del precio horario final peninsular de adquisición de energía de los comercializadores de referencia que adquieren su energía en el mercado de producción peninsular el coste del mecanismo de ajuste.
4. A efectos de lo dispuesto en el apartado 1.a) del artículo 72 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, el coste del ajuste establecido en el artículo 7 no se descontará del total de los ingresos obtenidos en el despacho procedentes de la demanda.
1. Excepcionalmente, mientras se encuentre en vigor el mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley, el valor adicional de las rentas de congestión netas obtenidas en las subastas mensuales de asignación de capacidad en la interconexión con Francia será empleado para minorar el coste total del ajuste calculado con arreglo a lo establecido en el artículo 7.4.
Para ello, se descontarán de las rentas brutas mensuales en la interconexión con Francia los costes de los usos actuales en concepto de costes asociados a garantizar la firmeza de los programas, compensaciones por reducciones de derechos de transmisión de largo plazo en la interconexión con Francia, reventas de los productos anuales en la subasta mensual, descuadres en el mercado intradiario continuo, costes de financiación de acoplamiento del mercado diario e intradiario, costes de financiación de la plataforma de subastas de derechos de transmisión de largo plazo y de la plataforma de reservas de sustitución asociados a la interconexión y retribución de las inversiones de elementos transfronterizos.
Se considerarán rentas adicionales el exceso que represente el valor de las rentas netas procedentes de las subastas mensuales de asignación de capacidad en frontera con Francia en cada mes con respecto el mismo mes del año anterior. El operador del sistema español podrá realizar las regularizaciones que resulten necesarias para calcular este valor.
Asimismo, el operador del sistema será responsable de calcular las rentas de congestión adicionales de conformidad con lo establecido en los párrafos anteriores.
2. A tal efecto, el operador del mercado distribuirá los ingresos correspondientes a las rentas de congestión adicionales procedentes de las subastas mensuales de asignación de capacidad en frontera con Francia que se celebren con posterioridad a la entrada en vigor del mecanismo de ajuste, prorrateándolos entre todas las horas del mes natural siguiente al de ingreso de dichas rentas de congestión netas adicionales por parte del operador del sistema a la cuenta específica que a tal fin designe el operador del mercado siempre que dicho ingreso se realice 3 días hábiles antes del inicio del mes natural siguiente, en caso contrario dicho importe se considerará en la liquidación del siguiente mes.
Por su parte, el operador del sistema trasladará al operador del mercado dichos ingresos en el plazo máximo de quince días hábiles siguientes al de ingreso de dichas rentas de congestión por parte de la autoridad europea designada para la celebración centralizada de dichas subastas explícitas de capacidad en frontera.
3. Las rentas de congestión para cada periodo de programación de horizonte diario en la frontera con Francia correspondientes al sistema eléctrico español, descontados los costes en concepto de remuneraciones de derechos de transmisión de largo plazo y como máximo hasta el valor económico de las rentas de congestión de cada período de programación generadas en el horizonte diario, serán empleadas en su totalidad por el operador del mercado para minorar el coste total del ajuste, con la misma periodicidad diaria con la que se realiza el proceso de liquidación de conformidad con lo establecido en el artículo 7.4.
A estos efectos, el operador del sistema español comunicará al operador del mercado diariamente, antes de las 14:00 horas, los costes horarios asociados a las remuneraciones de derechos de transmisión de largo plazo correspondientes al día siguiente.
Los servicios que preste el operador del mercado y el operador del sistema para la aplicación del mecanismo de ajuste regulado en el presente real decreto-ley, serán tenidos en consideración a los efectos de lo dispuesto en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.
Mediante Acuerdo del Consejo de Ministros y con la conformidad previa del Gobierno portugués, se podrá suspender temporal o definitivamente la aplicación del mecanismo regulado en este real decreto-ley, cuando así se justifique por circunstancias excepcionales del mercado o por razones de interés general.
En el caso de que el importe del ajuste al que hace referencia el artículo 3, medido en €/MWh, sea superior a la diferencia entre el coste producción de las centrales de carbón, incluyendo el valor del combustible y el precio de los derechos de emisión del CO2de acuerdo con las cotizaciones internacionales, y el coste del coste de producción de las centrales infra marginales, por Acuerdo de Consejo de Ministros se podrá, suspender la aplicación de este ajuste a las centrales de carbón a las que se refiere la letra b) del apartado 1 del artículo 2.
Lo dispuesto en el apartado 3 del artículo 55 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, en la redacción dada por la disposición final cuarta del Real decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, se aplicará conforme a los objetivos y fines en materia de transición energética que establezcan, para Canarias, la Administración General del Estado y la administración de la Comunidad Autónoma de Canarias, en el ámbito de sus respectivas competencias.
1. Con el objeto de reducir la volatilidad del precio voluntario para el pequeño consumidor e incrementar la protección de los consumidores acogidos a esta modalidad de contratación, el Gobierno, antes del 1 de octubre de 2022, realizará las modificaciones necesarias en el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, para introducir una referencia a los precios de los mercados a plazo, incorporando en la formulación de cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor una componente de precio basada en una cesta de productos a plazo y del mercado diario e intradiario.
La cesta de productos incluirá productos de mercados a plazo, entre ellos, podrán utilizarse futuros anuales, futuros trimestrales y futuros mensuales, e incluirá una componente de precio del mercado diario e intradiario que garantice una cierta exposición de estos consumidores a la señal de precio de corto plazo e incentive la eficiencia energética, el almacenamiento y la gestión de la demanda.
Reglamentariamente se establecerán los coeficientes de ponderación de cada uno de los productos de la cesta que se considerarán en el cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor.
2. Con el objeto de fomentar la liquidez en los mercados a plazo y satisfacer la demanda de energía que generará el precio voluntario para el pequeño consumidor, reglamentariamente se adaptará el mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, regulado en el artículo 22 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, que será de aplicación para la energía generada en el año 2023 y posteriores, de forma que en dicho mecanismo se incorporen, al precio medio anual del mercado diario e intradiario, referencias a productos de mercados a plazo, entre ellos, podrán utilizarse futuros anuales, futuros trimestrales y futuros mensuales.
Reglamentariamente se establecerán, para cada año del semiperiodo regulatorio, los coeficientes de ponderación de cada uno de los productos que se considerarán en el mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, de forma que sean coherentes con los coeficientes de ponderación utilizados en el cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor.
3. La modificación de la metodología de cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor de energía eléctrica podrá incorporar el término correspondiente a las subastas de energía inframarginal a que hace referencia el artículo 3 del Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, en caso de que se habilite la participación de las comercializadoras de referencia en dichas subastas de conformidad con lo previsto en el apartado 9 de dicho artículo.
1. La celebración del «South Summit 2022-2024» tendrá la consideración de acontecimiento de excepcional interés público a efectos de lo dispuesto en el artículo 27 de la Ley 49/2002, de 23 de diciembre, de régimen fiscal de las entidades sin fines lucrativos y de los incentivos fiscales al mecenazgo.
2. La duración del programa de apoyo a este acontecimiento abarcará desde la entrada en vigor de este real decreto-ley al 31 de diciembre de 2024.
3. La certificación de la adecuación de los gastos realizados a los objetivos y planes del programa se efectuará en conformidad con lo dispuesto en la citada Ley 49/2002, de 23 de diciembre.
4. Las actuaciones a realizar serán las que aseguren el adecuado desarrollo del acontecimiento. El desarrollo y concreción en planes y programas de actividades específicas se realizará por el órgano competente en conformidad con lo dispuesto en la Ley 49/2002, de 23 de diciembre.
5. Los beneficios fiscales de este programa serán los máximos establecidos en el artículo 27.3 de la Ley 49/2002, de 23 de diciembre.
Transcurridos los cinco días hábiles a los que hace referencia el artículo 7.3, el operador del mercado y el operador del sistema contarán con un plazo máximo de siete días hábiles adicionales para adaptar los sistemas a lo dispuesto en este real decreto-ley, incluyendo la información correspondiente a los instrumentos de cobertura que permitan llevar a cabo la liquidación diaria del ajuste de conformidad con lo previsto en el artículo 7.
El operador del mercado podrá requerir a los sujetos que subsanen los errores formales detectados en su caso antes de la fecha de inicio del mecanismo de ajuste, comunicándoselo a los agentes de mercado, sin perjuicio de lo previsto en el artículo 12.5. Los sujetos contarán con un plazo máximo de dos días hábiles para llevar a cabo la subsanación correspondiente. En caso de que esta no se produzca, o siga incorporando errores detectados por el operador del mercado, no se tendrá en cuenta la energía asociada a dichas coberturas en el cálculo del coste del ajuste de conformidad con los artículos 7 y 8.
Una vez adaptados dichos sistemas en el plazo máximo establecido en el párrafo anterior, el operador del mercado publicará en su página web la fecha de inicio del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley. A partir de dicha fecha, las instalaciones a que hace referencia el artículo 2.1 y hayan cumplido los requerimientos establecidos en el artículo 4 comenzarán a internalizar el valor unitario de la compensación, de conformidad con lo establecido en el artículo 5.2.
En tanto se adapten, en su caso, las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de energía eléctrica por parte de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, resultará de aplicación lo establecido en el anexo I.
1. Excepcionalmente, mientras resulte de aplicación el mecanismo de ajuste del costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista regulado en este real decreto-ley, el valor del coste correspondiente a otros costes asociados al suministro en el periodo tarifario p, OCh, regulado en el artículo 12 del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, incorporará, adicionalmente a los términos incluidos en dicha disposición normativa, un valor EDCGASh, correspondiente con la cuantía relativa al pago o cobro de los comercializadores por la liquidación del mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista.
Este precio será calculado por el operador del sistema y publicado el día anterior al del suministro, para cada una de las 24 horas del día siguiente; a estos efectos el operador del mercado comunicará al operador del sistema el importe horario del excedente o déficit económico resultante de liquidar el mecanismo de ajuste en el mercado diario y de la primera sesión del mercado intradiario. El operador del sistema calculará esta componente incluyendo el coste de este mecanismo de ajuste conocido el día D-1.
2. Asimismo, el valor del coste correspondiente a otros costes asociados al suministro en el periodo tarifario p, OCh, establecido en el apartado anterior, se tendrá en cuenta a efectos de lo dispuesto en el apartado 1 la disposición final cuarta del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.
Con efectos desde la entrada en vigor del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, el valor unitario correspondiente a los sujetos obligados que desarrollan la actividad de comercialización, en €/cliente, establecido en el apartado d) de la disposición transitoria sexta del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, debe entenderse realizado en €/CUPS, según lo previsto en el apartado 4 del artículo 14 bis del Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protección para los consumidores domésticos de energía eléctrica, en su nueva redacción dada por este real decreto-ley.
La autorización del mecanismo de ajuste por parte de la Comisión Europea será publicada en el «Boletín Oficial del Estado» por Orden de la Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. La Orden determinará la fecha de inicio del mecanismo de ajuste regulado en este real decreto-ley, conforme a la fecha que establezca dicha autorización, que en ningún caso podrá ser anterior al día siguiente al de su publicación.
Se modifica el artículo 7 del Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, con la siguiente redacción:
La minoración correspondiente a cada instalación de generación de energía eléctrica a que hace referencia el artículo 5 anterior se calculará, para cada mes, según la fórmula siguiente:
Donde:
Yit es la cuantía de la minoración, en euros, correspondiente a la instalación i-ésima en el mes t considerado.
Qit es la cantidad total de energía eléctrica producida por la instalación i-ésima durante el mes t, en MWh. A los efectos del cálculo, se computará la energía medida en barras de central. En el caso de instalaciones de bombeo, para el cálculo de la detracción se considerará la producción neta, descontando los consumos para bombeo, del período t. Si dicha producción neta resultara negativa el valor de Qit será cero.
FMIGt es el factor medio de internalización del precio del gas natural en el precio del mercado diario en el Mercado Ibérico de la Electricidad en el mes t. Para el cálculo de FMIGt se empleará el rendimiento medio de una central de ciclo combinado, dividido por un factor que se obtiene como el porcentaje de horas (en tanto por uno) en que han marcado el precio marginal dichas instalaciones en ese mes, ponderadas por la energía casada en cada hora. A los efectos del cálculo del FMIGt, se considerará que el rendimiento medio de un ciclo combinado corresponde con un valor de 0,55.
En las horas en las que el precio marginal no haya sido marcado por una instalación de ciclo combinado, o cuando este haya sido marcado por una unidad de oferta que agrupe varias instalaciones físicas de diferentes tecnologías, se asumirá que la oferta ha internalizado el precio del gas natural cuando existan ofertas de instalaciones de ciclo combinado en el entorno (±10 %) de dicho precio marginal.
Además, al objeto de conocer si se han realizado ofertas en el entorno de dicho precio marginal por parte de las centrales de ciclo combinado de conformidad con el párrafo anterior, se tendrán en cuenta tanto las ofertas simples como las ofertas complejas presentadas en el mercado diario, en los siguientes términos:
Para determinar si en el -10 % del precio marginal existen ofertas de ciclo combinado, se tomará. para cada hora, la oferta más restrictiva de cada ciclo combinado entre la oferta simple y precio medio de la oferta compleja del día calculada a partir de la energía casada de esa planta.
Para determinar si en el +10 % del precio marginal existen ofertas de ciclos combinados, se incrementará el precio del mercado en ese 10 %, y se comprobará si existen centrales emisoras que pasarían a ser despachadas en el mercado, teniendo en cuenta tanto sus ofertas simples como complejas.
En la determinación del FMIGt se tendrán en cuenta tanto las unidades de oferta del sistema eléctrico español como portugués.
es el precio medio del gas natural en el mes t, medido en euros (€) por megavatio-hora (MWh). Se calculará como la media del precio al contado del gas natural en el punto virtual de balance (PVB) de cada uno de los días del período correspondiente en el mercado ibérico del gas (MIBGAS). Los días de negociación se considerará el precio de cierre del mercado, y el resto de los días se considerará el precio de cierre del último día de negociación anterior.
No obstante lo anterior, mientras resulte de aplicación el mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista de conformidad con lo establecido en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, dicho valor no podrá ser superior al valor del precio de referencia del gas natural,PRGN, regulado en el artículo 3 del referido real decreto-ley, que resulte de aplicación en cada mes de minoración.
Si un determinado mes de aplicación del mecanismo de minoración incorpora días en lo que no se encuentra en vigor el mecanismo de ajuste regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, y días en los que sí se encuentra en vigor dicho mecanismo, para el cálculo del precio medio del gaspara dicho mes se utilizará como referencia del gas los valores del precio al contado del gas natural en el punto virtual de balance (PVB) y el precio de referencia del gas natural,PRGN, respectivamente.
α es un parámetro de modulación de la minoración, que tomará inicialmente el valor de 0,9.
Si el precio medio en un mes,, es inferior a 20 €/MWh, el importe de la minoración, Yit será nulo en el referido mes.
En el caso de cambio de titularidad de una instalación durante los periodos de aplicación de la minoración, las cuantías, en euros, devengadas por la instalación se calcularán para cada titular considerando el número de días en que cada parte ha ostentado la titularidad de la instalación.»
Se modifica la disposición adicional novena del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, en los siguientes términos:
La financiación que, con respecto al bono social y al suministro de los consumidores a que hacen referencia los párrafos j) y k) del artículo 52.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, deben asumir, según lo establecido en este real decreto-ley, los sujetos que realicen actividades que tengan una retribución regulada, será reconocida como coste en el cálculo de la correspondiente retribución de dichos sujetos.
A estos efectos, las adaptaciones normativas que se estimen necesarias para que se produzca ese reconocimiento habrán de realizarse en el plazo de seis meses desde la entrada en vigor de este real decreto-ley.»
Se modifica el Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protección para los consumidores domésticos de energía eléctrica, de la siguiente manera:
Uno. El apartado 1 del artículo 14 queda redactado como sigue:
«1. El reparto de las cantidades a financiar correspondiente a cada actividad citada en el artículo anterior será propuesto por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, teniendo en cuenta la facturación agregada libre de impuestos de cada una de las actividades dentro de la cadena de suministro de energía eléctrica.
En el caso de los consumidores directos en mercado se tendrá en cuenta la facturación asociada a la energía consumida por los mismos.»
Dos. El apartado 4 del artículo 14 bis queda redactado en los siguientes términos:
«4. El reparto de las cantidades a financiar entre los comercializadores de energía eléctrica se realizará de forma proporcional a la cuota de clientes a los que suministren energía eléctrica.
Para ello, se definirá un valor unitario expresado en euros por CUPS (€/CUPS) que resultará de aplicación a cada comercializador que conste como activo en el listado de comercializadores de energía eléctrica de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia según lo establecido en el artículo 46.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.»
Tres. Se modifica el apartado 5 del artículo 14 bis de la siguiente manera:
«5. El reparto de las cantidades a financiar entre los consumidores directos en mercado se realizará de forma proporcional a la energía consumida.
Para ello se definirá un valor unitario expresado en euros por MWh (€/MWh) consumido, que resultará de aplicación a cada consumidor directo en mercado en activo.»
Cuatro. Se modifica el apartado 2 del artículo 15 como sigue:
«2. En primer lugar, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia calculará el porcentaje de reparto de las cantidades a financiar correspondiente a la totalidad de sujetos que participan en una misma actividad de forma proporcional a la facturación de dicha actividad antes de impuestos, como la relación entre un término que será el valor de la facturación anual agregada de cada actividad y otro término que corresponderá a la suma de las facturaciones anuales agregadas de todas las actividades.
Esta información será determinada a partir de las estimaciones y los datos provisionales de que se disponga, teniendo en cuenta el volumen de energía previsiblemente generada por los productores, adquirida por los comercializadores y consumida por los consumidores directos en mercado, el precio medio estimado del mercado mayorista y la retribución prevista de los sujetos titulares de las instalaciones de transporte y de los distribuidores de electricidad contemplada en la resolución por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad de aplicación para el ejercicio al que corresponde la financiación.
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia utilizará la mejor información disponible y realizará las estimaciones necesarias en base a parámetros objetivos y públicos, referida al año natural o móvil, garantizando la transparencia, en la fijación del porcentaje a financiar por actividad.
A estos efectos, la citada Comisión publicará anualmente en su página web la información, referida al periodo considerado, relativa a la facturación estimada de cada segmento de actividad para el ejercicio al que corresponde fijar la financiación.»
Cinco. Se modifica el apartado 3 del artículo 15 de la siguiente manera:
«3. Fijado el porcentaje de reparto correspondiente a cada actividad, la citada Comisión calculará el valor unitario a aplicar correspondiente a los productores, sujetos titulares de instalaciones de transporte, distribuidores, comercializadores y consumidores directos en mercado siguiendo los criterios establecidos en el artículo 14 bis.
Para realizar los cálculos, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia estimará el coste de la financiación del bono social y el coste derivado de los impagos a que hacen referencia los párrafos j) y k) del artículo 52.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre del año al que corresponda fijar las cuantías.
Adicionalmente, en la determinación de las necesidades previstas de financiación del coste del bono social, se tendrán en cuenta los saldos, positivos o negativos, que se pudieran generar de ejercicios anteriores.
Asimismo, con base en la mejor información disponible, y en aplicación del principio de prudencia contable, estimará, para el año al que corresponda fijar las cuantías, la energía producida, el número de clientes de distribuidores y comercializadores, y la energía consumida por los consumidores directos en mercado. Además, tendrá en cuenta la última retribución aprobada en concepto de transporte de electricidad para cada sujeto titular de instalaciones de transporte.
A partir de los datos anteriores, la citada Comisión seguirá el siguiente método:
a) Determinación de la cuantía por actividad. La Comisión calculará la cantidad que corresponde financiar a cada actividad aplicando los porcentajes definidos en el apartado 2 de este artículo sobre el coste de la financiación del bono social y el coste derivado de los impagos a que hace referencia los párrafos j) y k) del artículo 52.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre estimado.
b) Determinación de los valores unitarios para cada segmento de actividad. La Comisión calculará los valores unitarios definidos en el artículo 14 bis de la siguiente manera:
1. El valor unitario a aplicar a los productores de energía eléctrica en €/MWh se calculará como el cociente entre la cuantía a asumir por parte de los productores de energía eléctrica calculada en el apartado a) y la energía total estimada producida.
2. El valor unitario correspondiente a los sujetos titulares de instalaciones transporte de energía eléctrica en €/ € retribuido se calculará como el cociente entre la cuantía a sumir por parte de los sujetos con instalaciones de transporte calculada en el apartado a) y la cantidad total retribuida a los sujetos titulares de instalaciones de transporte en activo que conste en la última disposición de retribución al transporte aprobada.
3. El valor unitario a aplicar a los distribuidores de energía eléctrica en €/CUPS será calculado como el cociente entre la cuantía a asumir por parte de los distribuidores de energía eléctri