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Timestamp: 2018-10-21 23:50:57+00:00

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Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica (Vigente hasta el 08 de Diciembre de 2011).
Vigencia desde 28 de Febrero de 2010. Esta revisión vigente desde 03 de Octubre de 2010 hasta 08 de Diciembre de 2011
4. Las sociedades titulares de las centrales a las que se refiere el apartado anterior deberán llevar en su contabilidad cuentas separadas que diferencien entre los ingresos y costes imputables estrictamente a la de generación de estas centrales en el plan de funcionamiento actualizado para la resolución de restricciones por garantía de suministro comunicado por el Operador del Sistema en el marco de este real decreto del resto de las actividades, a fin de evitar discriminaciones, una compensación excesiva, subvenciones entre actividades distintas y distorsiones de la competencia, todo ello sin perjuicio del cumplimiento del resto de las exigencias establecidas a este respecto en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre , y en la normativa Comunitaria sobre obligaciones de servicio público.
3. Se autoriza a la Secretaría de Estado de Energía del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio a desarrollar en las Reglas de funcionamiento del mercado diario e intradiario de producción de energía eléctrica los ajustes en la oferta y demanda que se puedan producir con posterioridad a la fijación del programa diario viable en el mercado intradiario regulado en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre , por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.
Disposición final tercera redactada por el apartado tres del artículo primero del R.D. 1221/2010, de 1 de octubre, por el que se modifica el R.D. 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el R.D. 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica («B.O.E.» 2 octubre).Vigencia: 3 octubre 2010
En el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, el operador del sistema realizará las modificaciones de programa necesarias para incluir, de acuerdo con el plan de funcionamiento semanal, en su caso actualizado, y comunicado a los respectivos sujetos del mercado, la generación térmica con centrales que utilizan carbón autóctono como combustible que hayan sido determinadas por el Ministro de Industria Turismo y Comercio hasta el límite máximo establecido en el artículo 25 de la Ley 54/1997, de 27 noviembre , siempre que este límite máximo implique, en el periodo anual correspondiente, que la producción no supere las cantidades de energía producida que fije la Resolución del Secretario de Estado de Energía a la que se refiere el anexo II.
2. En este mecanismo específico de reducción de programas, participarán todas las instalaciones térmicas de producción de régimen ordinario emisoras de , a excepción de aquellas instalaciones de régimen ordinario que realicen actividades de cogeneración o a las que se aplique la prima que se establece en los artículos 45 y 46 y en la disposición adicional sexta del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo , por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, que no estén incluidas en el anexo II y tengan un programa de venta de energía en el programa diario base de funcionamiento correspondiente al día siguiente.
3. La reducción de los programas de estas instalaciones de producción se efectuará primero teniendo en cuenta el orden de mérito descendente de los niveles de emisión de CO 2 de las distintas instalaciones de producción de carbón y fuel, con respeto de las limitaciones de programa que sea preciso establecer sobre dichas instalaciones por razones de seguridad del sistema eléctrico.
La Comisión Nacional de Energía supervisará y hará públicos los valores de emisión de CO 2 de cada una de las instalaciones térmicas de producción antes citadas, comunicados por los sujetos titulares de las mismas, como paso previo a la utilización de estos valores en este proceso. Los valores de emisión comunicados a estos efectos deberán ser coherentes con el contenido de los informes verificados de emisiones que el titular haya notificado en el marco de la Ley 1/2005, de 9 de marzo , por la que se regula el régimen de comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero.
A partir de: 8 diciembre 2011
Apartado séptimo del anexo I introducido por el apartado uno de la disposición final quinta del R.D. 1623/2011, de 14 de noviembre, por el que se regulan los efectos de la entrada en funcionamiento del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el balear, y se modifican otras disposiciones del sector eléctrico («B.O.E.» 7 diciembre).
Véase Res. 30 marzo 2012, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el segundo trimestre del año 2012 a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro («B.O.E.» 31 marzo). Véase Res. de 30 de diciembre de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 2012 a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro («B.O.E.» 31 diciembre). Véase la Res. de 8 de febrero de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 2011 a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro («B.O.E.» 10 febrero). Véase Res. 22 octubre 2010, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 2010 a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro («B.O.E.» 26 octubre).
Los precios de retribución de la energía, con el detalle de cada uno de los parámetros utilizados, y el volumen máximo de producción para cada año que puede ser programado en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro serán fijados para cada central anualmente por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, que no podrán superar los límites establecidos en el artículo 25.1 de la Ley 54/1997 , del Sector Eléctrico. Igualmente, la Secretaría de Estado de Energía podrá autorizar trasvases de carbón entre centrales para una mejor gestión del stock acumulado fijando la nueva retribución y volumen máximo de las centrales afectadas.
El incumplimiento de la producción programada en el plan de funcionamiento comunicado por el operador del sistema en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, conforme establece el anexo I, será sancionado en los términos que resultan de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre , del Sector Eléctrico, salvo que se derive de indisponibilidades sobrevenidas debidamente justificadas de acuerdo con la normativa vigente.
Asimismo, cuando el precio medio mensual del API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus Internacional sobrepase los 75 €/t se revisarán los precios de adquisición del carbón autóctono para cada central que se definen más adelante, PRCA i , por la Secretaría de Estado de Energía y se fijarán los nuevos precios de retribución.
2. Las cantidades anuales de carbón autóctono a adquirir por los titulares de las centrales a que se refiere el apartado anterior serán las que se fijen para cada año por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía que sólo se aplicarán a las cantidades de carbón que se benefician de ayudas de Estado, de acuerdo con el reglamento CE n.º 1407/2002, de 23 de julio de 2002 , sobre las ayudas estatales a la industria del carbón o con cualquier reglamento ulterior que lo reemplace y que, en cualquier caso, hasta el año 2012 estas cantidades de carbón no serán mayores, en el periodo total de vigencia del presente Real Decreto, a las previstas en el «Plan Nacional de Reserva Estratégica de Carbón 2006-2012 y Nuevo Modelo de Desarrollo Integral Sostenible de las Comarcas Mineras».
Apartado 3.1 del punto 3 del anexo II redactado por el apartado dos de la disposición final quinta del R.D. 1623/2011, de 14 de noviembre, por el que se regulan los efectos de la entrada en funcionamiento del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el balear, y se modifican otras disposiciones del sector eléctrico («B.O.E.» 7 diciembre; corrección de errores «B.O.E.» 29 diciembre).
3.2 El coste unitario de generación de los grupos para una producción anual correspondiente al volumen máximo de producción programable por garantía de suministro incluirá los costes fijos, CF i , y los costes variables CV i .
CF i : El coste fijo unitario, expresado en Euros/MWh, incluirá el coste de operación y mantenimiento fijo y, en su caso, la anualidad del coste de inversión calculado de acuerdo con la siguiente fórmula:
CFOM i Coste fijo de operación y mantenimiento unitario, expresado en Euros/MW. El coste fijo de operación y mantenimiento para cada central será de 33.000 €/MW de coste por grupo generador o, para la central de gasificación integrada, 140.000 €/MW a precios de 2010. Además, se considerarán 5.000 €/MW, a precios de 2010 si cuenta con planta de desulfuración.
CIT i Anualidad del coste de la inversión por desulfuración o para amortización de plantas de gasificación integradas para cada grupo, expresada en Euros. Se compondrá como suma de dos términos, la retribución por amortización y la retribución del capital, y se descontará el pago por capacidad. Se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
A i : Retribución por amortización anual de la inversión del grupo i, expresada en euros. La amortización de la inversión será lineal considerando una vida útil de 10 años para las inversiones en desulfuración y 6 años para amortización de la planta de gasificación integrada y la vida útil restante para el resto de instalaciones.
R i : Retribución financiera en el año n de la inversión del grupo i, expresada en euros.
Se calculará cada año aplicando la tasa de retribución (Tr n ) a la inversión neta (VNI in ), conforme a la siguiente fórmula:
VNI in : Valor neto de la inversión del grupo i expresada en euros pendientes de amortizar a 31 de diciembre. Para su cálculo se tomarán como valores iniciales a 31 de diciembre de 2009 una inversión que será el valor pendiente de amortización que se presente en la separación contable auditada para los grupos que cuentan con planta de desulfuración. En el caso de la planta de gasificación integrada se tomará el valor de la inversión no amortizada a 31 de diciembre del año 2009. El valor real final será calculado por la Comisión Nacional de Energía una vez se presenten los datos auditados de la separación contable utilizando el valor pendiente de amortización.
(Tr n ): Tasa financiera de retribución a aplicar en el año n. Se corresponderá con el valor de la media móvil de los últimos doce meses disponibles de los Bonos del Estado a diez años más 300 puntos básicos. Dicho valor se revisará anualmente por la Comisión Nacional de Energía para aplicar los valores correctos al periodo.
CP i : Pago anual por capacidad del grupo i, expresada en euros para cada central.
P i : Potencia neta del grupo generador, en MW.
Ep i : Energía programada para el año, en MWh. Este valor será posteriormente revisado por la Comisión Nacional de Energía para la determinación correcta del coste real utilizando la energía real producida del grupo generador.
Los costes variables incluirán el coste de combustible puesto en central, el coste financiero del carbón autóctono almacenado, el coste variable de operación y mantenimiento y el coste de emisión de CO 2 . Estos costes se calcularán para cada central i de acuerdo con la siguiente fórmula:
CC i : Coste de combustible expresado en Euros/MWh, que se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
FCA i Es el tanto por uno de carbón autóctono en energía, que será fijado anualmente por resolución de la Secretaría de Estado de Energía y acreditado ante la Comisión Nacional de Energía por los titulares de las instalaciones.
PRCA i Son los precios de adquisición del carbón autóctono para cada central, expresados en €/t que incorporan las correcciones por motivos de calidad. Estos precios serán calculados a partir de los de 2009 que se incrementarán un 2 % anual hasta el año 2012. En el caso del almacenamiento estratégico temporal de carbón (AETC) se considerarán además los costes logísticos y de gestión.
ConsEsp i es el consumo específico de la central expresado en te PCS/kWh en barras de central. Anualmente, estos parámetros se fijarán por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía y serán supervisados por la Comisión Nacional de Energía antes del 15 de julio del año inmediatamente posterior.
PCS i y PCS' i son los poderes caloríficos superiores del carbón autóctono y del combustible de referencia de la central i expresados en te PCS/t. Anualmente, estos parámetros se fijarán por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía y serán supervisados por la Comisión Nacional de Energía antes del 15 de julio del año inmediatamente posterior.
C $€ : Cambio del dólar frente al euro (en $/€). Se establecerá anualmente por resolución de la Secretaría de Estado de Energía y serán supervisados por la Comisión Nacional de Energía antes del 15 de julio del año inmediatamente posterior. Para su fijación se tomara la media del mes de noviembre del año anterior publicado en el boletín estadístico del Banco de España.
P p es el precio del producto por tipo de combustible. Estos precios se fijarán anualmente por resolución de la Secretaría de Estado de Energía y serán supervisados por la Comisión Nacional de Energía antes del 15 de julio del año inmediatamente posterior, bajo la consideración de los siguientes índices y cotizaciones, expresados en $/tn dependiendo del tipo de combustible:
PRL i es el precio de referencia de los costes de logística de los combustibles puestos en la central i en €/t. Este término será determinado por la Secretaría de Estado de Energía para cada central basado en precios de mercado.
Cf i : Coste financiero unitario, expresado en Euros/MWh. Es el coste de unas mermas anuales del 1 por ciento para las hullas y antracitas y del 2 ciento para el lignito negro valorado al precio de adquisición del carbón autóctono del año de adquisición entre la electricidad generada para la prestación del servicio público. La CNE, en función del carbón almacenado a final de cada mes, calculará este valor, procediendo a la correspondiente liquidación.
CVOM i : Coste variable de operación y mantenimiento unitario, expresado en Euros/MWh. Este coste tomará un valor de 2 €/MWh para las centrales de lignito negro y de 1,5 €/MWh para las hullas y antracitas. En caso de que el grupo de generación cuente con planta de desulfuración estos costes se incrementarán en 0,5 €/MWh.
CO 2i : El coste unitario de emisión del CO 2 en Euros/MWh, para lo que se aplican los últimos factores de emisión disponibles de cada grupo generador (en ton CO 2 por MWh generado). Para el cálculo del valor del derecho de emisión, para cada ejercicio se tomará la cotización media del EUA Futures Contracts del mes de noviembre en el mercado ECX para el año siguiente. Corresponderá al Ministro de Industria, Turismo y Comerció desarrollar la metodología de cálculo y el valor será fijado anualmente en la Resolución de la Secretaría de Estado de Energía especificando el coste unitario de emisión de los derechos asignados gratuitamente y será posteriormente calculado por la Comisión Nacional de Energía una vez presentadas las cuentas separadas auditadas por las unidades de generación, quien efectuará el cálculo de los costes reales en función de la energía finalmente producida de acuerdo con las funciones asignadas en este anexo. Para el año 2010 se fijará inicialmente el valor correspondiente al mes de noviembre de 2009 del mercado ECX.

References: resolución 
 Real Decreto 
 resolución 
 real decreto 
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 resolución 
 resolución 
 artículo 25
 Resolución 
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 artículo 25
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