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Timestamp: 2016-09-27 05:37:06+00:00

Document:
Resoluci�n de 16 de febrero de 2016, de la Secretar�a de Estado de Energ�a, por la que se establece el procedimiento de c�lculo de los costes reales para la realizaci�n de la liquidaci�n definitiva anual del a�o 2012, correspondiente a la aplicaci�n del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci�n de energ�a el�ctrica.
Publicado en BOE n�m. 45 de 22 de Febrero de 2016
Vigente desde 23/Febrero/2016
C�lculo de los costes reales correspondientes a la aplicaci�n en el a�o 2012 del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.
Informaci�n de la liquidaci�n definitiva correspondiente a la aplicaci�n en el a�o 2011 del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.
.�Criterios para realizar el c�lculo de los costes reales correspondientes al a�o 2012 en aplicaci�n del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero
.�Valor de determinados par�metros a efectos del c�lculo de los costes reales correspondientes al a�o 2012 en aplicaci�n del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero
El LE0000409972_20111208Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro y se modifica el LE0000010946_20151011Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci�n de energ�a el�ctrica, regula el citado mecanismo y define las centrales que quedan obligadas a participar en el mismo como unidades vendedoras, as� como la metodolog�a de c�lculo del precio de retribuci�n de la energ�a y la manera de fijar los vol�menes m�ximos de producci�n anuales que pueden ser programados en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro.
El punto 1 del anexo II del citado LE0000409972_20111208Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, determina:
�La Secretar�a de Estado de Energ�a podr� fijar por resoluci�n las distintas actuaciones que deber� llevar a cabo la Comisi�n Nacional de Energ�a para determinar el coste real de los par�metros fijados en el apartado 3.2.
Antes del 15 de julio los titulares de las centrales deber�n remitir a la Comisi�n Nacional de Energ�a la auditor�a de cuentas con los requisitos exigidos en el p�rrafo anterior. La Comisi�n Nacional de Energ�a, de acuerdo con la auditor�a y la metodolog�a que se establece en el apartado 3.2, efectuar� el c�lculo de los costes reales correspondiente al volumen de energ�a el�ctrica producida por la central, y lo comunicar� al operador del sistema quien liquidar� el exceso o defecto de retribuci�n por este concepto a cada central.�
Para el a�o 2012, las siguientes resoluciones fijan las cantidades de carb�n, el volumen m�ximo de producci�n y los precios de retribuci�n de la energ�a a aplicar en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro:
Resoluci�n de 30 de diciembre de 2011, de la Secretar�a de Estado de Energ�a, por la que se fijan las cantidades de carb�n, el volumen m�ximo de producci�n y los precios de retribuci�n de la energ�a, para el a�o 2012 a aplicar en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro, relativo a las cantidades de carb�n aut�ctono a consumir en 2012, Resoluci�n de 30 de marzo de 2012, de la Secretar�a de Estado de Energ�a, por la que se fijan las cantidades de carb�n, el volumen m�ximo de producci�n y los precios de retribuci�n de la energ�a, para el segundo trimestre del a�o 2012 a aplicar en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro, Resoluci�n de 4 de octubre de 2012, de la Secretar�a de Estado de Energ�a, por la que se fijan las cantidades de carb�n, el volumen m�ximo de producci�n y los precios de retribuci�n de la energ�a, para el tercer trimestre del a�o 2012 a aplicar en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro y, por �ltimo, la Resoluci�n de 28 de noviembre de 2012, de la Secretar�a de Estado de Energ�a, por la que se fija el volumen m�ximo de producci�n y los precios de retribuci�n de la energ�a, para el cuarto trimestre del a�o 2012 y se regularizan las cantidades de carb�n a aplicar en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro durante el a�o 2012.
En las mismas se establece que los par�metros contenidos en dichas resoluciones ser�n revisados por la Comisi�n Nacional de Energ�a, actualmente Comisi�n Nacional de los Mercados y la Competencia, quien determinar� el coste real de aquellos par�metros fijados en sus anexos que requieran de los datos de la auditor�a de las centrales.
Asimismo, se contempla que la Secretar�a de Estado de Energ�a establecer�, entre otros, el procedimiento de c�lculo de la liquidaci�n definitiva de la energ�a producida por dichas centrales bajo el amparo del LE0000409972_20111208Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.
Por su parte, el LE0000478797_20150523art�culo 11 del Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, por el que se transponen directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia de comunicaciones electr�nicas, y por el que se adoptan medidas para la correcci�n de las desviaciones por desajustes entre los costes e ingresos de los sectores el�ctrico y gasista, es relativo a la aplicaci�n del mecanismo de restricciones por garant�a de suministro. En �l se determina que, con car�cter excepcional para el a�o 2012, el volumen m�ximo previsto para dicho a�o en la Resoluci�n de 30 de diciembre de 2011, de la Secretar�a de Estado de Energ�a, por la que se fijan las cantidades de carb�n, el volumen m�ximo de producci�n y los precios de retribuci�n de la energ�a, para el a�o 2012 a aplicar en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro, regulado en el LE0000409972_20111208Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro y se modifica el LE0000010946_20151011Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci�n de energ�a el�ctrica, se reducir� en un 10 por ciento.
En la presente resoluci�n se da cumplimiento a lo previsto en la normativa citada, de forma que se establece el procedimiento de c�lculo de los costes reales para la realizaci�n de la liquidaci�n definitiva anual del a�o 2012, correspondiente a la aplicaci�n del LE0000409972_20111208Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro y se modifica el LE0000010946_20151011Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci�n de energ�a el�ctrica.
La presente resoluci�n ha sido sometida a tr�mite de audiencia mediante su env�o a los interesados como titulares de las instalaciones sometidas al LE0000409972_20111208Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, as� como a Red El�ctrica de Espa�a, S.A., como operador del sistema, y a la Comisi�n Nacional de los Mercados y la Competencia. Se han recibido alegaciones de las empresas titulares de las instalaciones y de la Comisi�n Nacional de los Mercados y la Competencia.
La presente resoluci�n tiene por objeto establecer el procedimiento de c�lculo de los costes reales para la realizaci�n de la liquidaci�n definitiva anual del a�o 2012, correspondiente al periodo de efectiva programaci�n de las instalaciones en aplicaci�n del LE0000409972_20111208Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro y se modifica el LE0000010946_20151011Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci�n de energ�a el�ctrica.
Segundo. C�lculo de los costes reales correspondientes a la aplicaci�n en el a�o 2012 del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.
1. El c�lculo de los costes reales correspondientes a la aplicaci�n en el a�o 2012 del LE0000409972_20111208Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro y se modifica el LE0000010946_20151011Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci�n de energ�a el�ctrica, ser� realizado por la Comisi�n Nacional de los Mercados y la Competencia de acuerdo con lo previsto en el citado real decreto y aplicando lo dispuesto en el anexo I de la presente resoluci�n, as� como los valores que se especifican en el anexo II de esta resoluci�n.
2. La Comisi�n Nacional de los Mercados y la Competencia calcular� los costes unitarios reales en el a�o 2012 de cada una de las centrales sometidas al procedimiento de restricciones por garant�a de suministro. Una vez realizado este c�lculo, dicha Comisi�n realizar� el tr�mite de audiencia de los valores obtenidos y proceder� posteriormente a la aprobaci�n de los costes unitarios reales definitivos.
Para el c�lculo de dichos costes la citada Comisi�n tomar� como referencia los valores previstos en las siguientes resoluciones, procediendo a su revisi�n:
– Resoluci�n de 30 de diciembre de 2011, de la Secretar�a de Estado de Energ�a, por la que se fijan las cantidades de carb�n, el volumen m�ximo de producci�n y los precios de retribuci�n de la energ�a, para el a�o 2012 a aplicar en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro, relativo a las cantidades de carb�n aut�ctono a consumir en 2012;
– Resoluci�n de 30 de marzo de 2012, de la Secretar�a de Estado de Energ�a, por la que se fijan las cantidades de carb�n, el volumen m�ximo de producci�n y los precios de retribuci�n de la energ�a, para el segundo trimestre del a�o 2012 a aplicar en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro;
– Resoluci�n de 4 de octubre de 2012, de la Secretar�a de Estado de Energ�a, por la que se fijan las cantidades de carb�n, el volumen m�ximo de producci�n y los precios de retribuci�n de la energ�a, para el tercer trimestre del a�o 2012 a aplicar en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro, y
– Resoluci�n de 28 de noviembre de 2012, de la Secretar�a de Estado de Energ�a, por la que se fija el volumen m�ximo de producci�n y los precios de retribuci�n de la energ�a, para el cuarto trimestre del a�o 2012 y se regularizan las cantidades de carb�n a aplicar en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro durante el a�o 2012.
3. Una vez aprobados los costes reales definitivos por la Comisi�n Nacional de los Mercados y la Competencia, �sta los comunicar� al operador del sistema, quien los tendr� en cuenta para realizar la regularizaci�n definitiva de acuerdo con lo previsto en el Procedimiento de Operaci�n P.O. 14.5 �Saldos de las liquidaciones del operador del sistema a los efectos del LE0000019760_20120101Real Decreto 2017/1997�, aprobado por Resoluci�n de 27 de octubre de 2010, de la Secretar�a de Estado de Energ�a.
4. En la siguiente liquidaci�n que se efect�e una vez realizada por el operador del sistema la liquidaci�n definitiva prevista en el apartado 8 del Procedimiento de Operaci�n P.O. 14.5 �Saldos de las liquidaciones del operador del sistema a los efectos del LE0000019760_20120101Real Decreto 2017/1997� y, en todo caso, en la liquidaci�n de cierre del ejercicio 2015, la Comisi�n Nacional de los Mercados y la Competencia, como �rgano encargado de las liquidaciones, proceder� a incorporar las cuant�as que resulten.
5. Dicha Comisi�n deber� enviar a la Secretar�a de Estado de Energ�a:
a) La informaci�n sobre los costes reales definitivos correspondientes a 2012 comunicados al operador del sistema y sobre la liquidaci�n que realice a cada instalaci�n con el siguiente detalle:
– Desglose de los diferentes conceptos definidos para el c�lculo del coste real.
– Tabla con la cuant�a total anual, expresada en euros, que corresponde a los costes reales definitivos de 2012 con cargo a los pagos por capacidad, incluyendo el desglose de las cuant�as de cada una de las empresas e instalaciones.
b) Adem�s de lo anterior, las cuant�as efectiva y realmente abonadas por los titulares de cada una de las instalaciones a los diferentes productores de carb�n aut�ctono que les hayan suministrado correspondientes al a�o 2012, expresadas en euros y desglosadas por empresa e instalaci�n.
6. La producci�n de energ�a el�ctrica que no sea objeto de una retribuci�n regulada en la liquidaci�n definitiva del a�o 2012 al amparo del LE0000409972_20111208Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, de acuerdo con los apartados anteriores y lo previsto en la presente resoluci�n, ser� valorada aplicando el precio del mercado diario de producci�n.
Tercero. Informaci�n de la liquidaci�n definitiva correspondiente a la aplicaci�n en el a�o 2011 del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.
La Comisi�n Nacional de los Mercados y la Competencia enviar� a la Secretar�a de Estado de Energ�a, en el plazo de quince d�as a partir de la publicaci�n de la presente resoluci�n, la informaci�n correspondiente a la liquidaci�n definitiva realizada para el a�o 2011, en aplicaci�n de la Resoluci�n de 3 de julio de 2015, de la Secretar�a de Estado de Energ�a, por la que se establece el procedimiento de c�lculo de los costes reales para la realizaci�n de la liquidaci�n definitiva anual del a�o 2011, correspondiente a la aplicaci�n del LE0000409972_20111208Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro y se modifica el LE0000010946_20151011Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci�n de energ�a el�ctrica, de acuerdo con lo siguiente:
a) Tabla que recoja la informaci�n sobre la liquidaci�n definitiva realizada para el a�o 2011 y que refleje la cuant�a total anual, expresada en euros, que corresponde a los costes reales definitivos de 2011 con cargo a los pagos por capacidad, incluyendo el desglose de las cuant�as de cada una de las empresas e instalaciones.
b) Adem�s de lo anterior, las cuant�as efectiva y realmente abonadas por los titulares de cada una de las instalaciones a los diferentes productores de carb�n aut�ctono que les hayan suministrado correspondientes al a�o 2011, expresadas en euros y desglosadas por empresa e instalaci�n.
Cuarto. Publicaci�n.
La presente resoluci�n ser� publicada en el �Bolet�n Oficial del Estado�.
ANEXO I Criterios para realizar el c�lculo de los costes reales correspondientes al a�o 2012 en aplicaci�n del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero
1. Para cada grupo generador i de aquellas centrales adscritas al procedimiento de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro que se establecen en el anexo II del LE0000409972_20111208Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, la retribuci�n regulada (RRi) se calcular� de acuerdo con lo siguiente:
RRi = CGi * EPRi (€)
RRi: retribuci�n regulada, expresada en euros, correspondiente al grupo i en el a�o 2012.
EPRi: es la fracci�n de la energ�a neta anual generada por el grupo i, expresada en MWh, que ser� objeto de una retribuci�n regulada en la liquidaci�n definitiva del a�o 2012 al amparo del LE0000409972_20111208Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, correspondiente a la producci�n en el periodo transcurrido desde el inicio de la efectiva programaci�n de las instalaciones en aplicaci�n del procedimiento regulado en el citado real decreto hasta el 31 de diciembre de 2012 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen m�ximo anual establecido. A estos efectos, �nicamente podr� tomarse en consideraci�n la fracci�n de la energ�a neta anual que efectivamente haya sido producida con consumo del carb�n aut�ctono cuya adquisici�n ven�a impuesta por las resoluciones de la Secretaria de Estado de Energ�a que fijan para 2012 las cantidades de carb�n, el volumen m�ximo de producci�n y los precios de retribuci�n de la energ�a a aplicar en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro citadas en el punto 2 del apartado segundo de la presente resoluci�n o, en su caso, con aplicaci�n de los stock en central en dichas resoluciones autorizados.
CGi: es el coste unitario de generaci�n, expresado en €/MWh, que se calcular� de acuerdo con lo siguiente:
CGi = CFi + CVi (€/MWh)
CFi: Coste fijo unitario, expresado en €/MWh.
CVi: Coste variable unitario, expresado en €/MWh.
Los t�rminos CFi y CVi se calcular�n seg�n se establece en los siguientes apartados de este anexo.
2. El coste fijo unitario CFi, expresado en €/MWh, se calcular� considerando, para cada grupo i, la relaci�n entre el coste fijo anual y la producci�n de energ�a el�ctrica en el a�o 2012, de acuerdo con lo siguiente:
CFi = CFAi / EPCi
CFAi es el coste fijo anual del grupo i en el a�o 2012, expresado en euros, que se calcular� de acuerdo con el apartado 3 de este anexo.
EPCi es la energ�a neta producida por el grupo i en el periodo desde el 1 de enero hasta el 31 de diciembre de 2012 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen m�ximo anual. En el c�mputo de esta producci�n no se tendr�n en cuenta los per�odos horarios con producci�n negativa correspondiente a paradas.
3. El coste fijo anual CFAi, expresado en euros, se calcular� como la suma del coste fijo de operaci�n y mantenimiento anual CFOMAi y un coste de inversi�n anualizado CITi:
CFAi = CFOMAi + CITi (€)
CFOMAi: Coste fijo de operaci�n y mantenimiento anual, expresado en euros, que se obtendr� como:
CFOMAi = CFOMi * Pi (€)
Pi: Potencia neta de cada grupo i, expresada en MW, calculada a partir de la potencia que figura en la inscripci�n en el correspondiente registro administrativo de instalaciones de producci�n.
CFOMi: Coste fijo de operaci�n y mantenimiento unitario, expresado en €/MW. Este coste tomar� el valor previsto en el anexo II de la presente resoluci�n.
CITi: Coste de inversi�n anualizado, expresado en euros, que se obtendr� como:
CITi = Ai + Ri – Cpi (€)
Ai: T�rmino de amortizaci�n anual Ain, expresado en euros, que se determinar� teniendo en cuenta la informaci�n de las auditor�as de las centrales participantes en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro, seg�n lo establecido en el LE0000409972_20111208Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, y su normativa de desarrollo.
CPi: T�rmino de pagos por capacidad efectivamente liquidados por el operador del sistema correspondientes al a�o 2012.
Ri: T�rmino de retribuci�n financiera, expresado en euros. Este t�rmino para cada grupo i se obtendr� aplicando la siguiente f�rmula:
Ri = VNIi * Tr (€)
Tr: tasa financiera de retribuci�n a aplicar en 2012, expresada en tanto por uno, y calculada seg�n lo previsto en el LE0000409972_20111208Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.
VNIin: Valor neto de la inversi�n, expresado en euros, del grupo i pendiente de amortizar a 31 de diciembre del a�o 2011. Este valor contable ser� el resultante de la informaci�n de las auditor�as de las centrales participantes en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro, conforme a lo establecido en el LE0000409972_20111208Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.
4. El coste variable unitario CVi, expresado en €/MWh, se calcular� seg�n la siguiente expresi�n:
CVi = CCi + Cfk + CVOMi + CO2i + PEAJEi (€/MWh)
CCi: Coste variable unitario asociado al consumo de combustible, expresado en €/MWh, calculado de acuerdo con el presente anexo.
Cfk: Coste variable unitario asociado a mermas de combustible, expresado en €/MWh, que ser� el fijado en el anexo II de la presente resoluci�n.
CVOMi: Coste variable unitario de operaci�n y mantenimiento, expresado en €/MWh, obtenido seg�n el presente anexo.
CO2i: Coste variable unitario asociado a las emisiones de CO2, expresado en €/MWh, determinado considerando lo dispuesto en el presente anexo
PEAJEi: Coste variable unitario correspondiente al peaje de la actividad de generaci�n, expresado en €/MWh.
5. El coste variable unitario asociado al consumo de combustible CCi, expresado en €/MWh, se calcular� para cada grupo i de la central k conforme a la siguiente f�rmula:
CCi = FCAi * ConsEspi * PRCAk / PCSk +
+ FIMPi * ConsEspi * (P_IMPk + PRLk)/PCS_IMPk +
+ FCOQi * ConsEspi * (P_COQk + PRLk) / PCS_COQk +
+ FGNi * ConsEspi * P_GNk +
+ FAUXi * ConsEspi * P_AUXk / PCS_AUXk (€/MWh)
Donde se definen los siguientes t�rminos:
FCAi * ConsEspi * PRCAk / PCSk: Coste variable unitario asociado al consumo de carb�n aut�ctono (combustible principal).
FIMPi * ConsEspi * (P_IMPk + PRLk)/PCS_IMPk: Coste variable unitario asociado al consumo de carb�n de importaci�n.
FCOQi * ConsEspi * (P_COQk + PRLk) / PCS_COQk: Coste unitario asociado al coque (combustible principal en el caso de la central de gasificaci�n integrada o sustitutivo del carb�n de importaci�n en el resto de centrales).
FGNi * ConsEspi * P_GNk: Coste variable unitario asociado al gas natural utilizado en la central de gasificaci�n integrada.
FAUXi * ConsEspi * P_AUXk / PCS_AUXk: Coste variable unitario asociado al consumo de combustibles auxiliares.
En el c�lculo de los t�rminos anteriores utilizados para el c�lculo de CCi se tendr� en cuenta lo siguiente:
– PRCAk es el precio de adquisici�n del carb�n aut�ctono para cada central k, expresado en €/tonelada, fijado en el anexo II de la presente resoluci�n.
– El poder calor�fico superior del carb�n aut�ctono (PCSk) y de los combustibles auxiliares (PCS_AUXk), expresados en te PCS/t, se calcular�n como media ponderada por toneladas del poder calor�fico superior de las compras anuales.El t�rmino PCSkn ser� el fijado en el anexo II de la presente resoluci�n.
El poder calor�fico superior del carb�n de importaci�n (PCS_IMPk) y del coque sustitutivo (PCS_COQk), expresado en te PCS/t, se calcular�n como media ponderada por toneladas del poder calor�fico superior de los consumos.
En el caso particular de la central de gasificaci�n integrada, el sumando correspondiente al coque incluir� el componente PCS_COQk calculado como media ponderada por toneladas del poder calor�fico superior de las compras anuales.
– P_IMPk, expresado en €/tonelada, es el precio de la tonelada de carb�n de importaci�n obtenido de acuerdo con lo siguiente:
P_IMPk = PREC_API2 /C$/€n * PCI_IMPi / PCI_IMP_REF (€/t)
PREC_API2 es el precio API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus International previsto en las resoluciones de la Secretaria de Estado de Energ�a que fijan para 2012 las cantidades de carb�n, el volumen m�ximo de producci�n y los precios de retribuci�n de la energ�a a aplicar en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro citadas en el punto 2 del apartado segundo de la presente resoluci�n, expresado en $/tonelada.
C$/€n es el cambio $/€ establecido en las citadas resoluciones.
PCI_IMPi / PCI_IMP_REF: Coeficiente de calidad en el que PCI_IMPi es la media ponderada por toneladas del poder calor�fico inferior de los consumos anuales de carb�n de importaci�n, y PCI_IMP_REF es el poder calor�fico inferior correspondiente a la referencia API 2 (6.000 te PCI/t), ambos expresados en te PCI/tonelada.
– P_COQk, expresado en €/tonelada, es el precio de la tonelada de coque sustitutivo de carb�n de importaci�n obtenido de acuerdo con la siguiente expresi�n:
P_COQk = PREC_API2 /C$/€ * PCS_COQi / PCS_COQ_REF (€/t)
PREC_API2: Referencia API 2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus International, previsto en las resoluciones de la Secretaria de Estado de Energ�a que fijan para 2012 las cantidades de carb�n, el volumen m�ximo de producci�n y los precios de retribuci�n de la energ�a a aplicar en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro citadas en el punto 2 del apartado segundo de la presente resoluci�n, expresado en $/tonelada.
PCS_COQi / PCS_COQ_REF: Coeficiente de calidad en el que PCS_COQi es la media ponderada por toneladas del poder calor�fico superior de los consumos anuales de coque, y PCS_COQ_REF el poder calor�fico superior de referencia.
En el caso particular de la central de gasificaci�n integrada, PCOQk se corresponder� con el precio medio ponderado de las compras anuales de coque puesto en central.
– P_GNk es el precio medio ponderado de las compras anuales (€/MWh_PCS) de gas natural destinadas a la generaci�n el�ctrica en la central de gasificaci�n integrada.
– P_AUXk es el precio medio ponderado de las compras anuales (€/t) de combustibles auxiliares.
– El precio log�stico unitario de la central k PRLk, expresado en €/tonelada, se determina de la siguiente forma:
PRLk = TF + [TV * PRECGDEF / PRECGPROV]*DISTk (€/t)
TF (€/t) es el t�rmino fijo log�stico.
TV (€/t km) es el coeficiente del t�rmino variable log�stico.
DISTk es la distancia en kil�metros entre puerto y central k.
PRECGDEF (c€/litro) es el precio definitivo del valor medio del gas�leo de automoci�n durante el periodo de aplicaci�n del mecanismo de restricciones por garant�a de suministro. Su revisi�n se realizar� de acuerdo con lo previsto en las resoluciones de la Secretaria de Estado de Energ�a que fijan para 2012 las cantidades de carb�n, el volumen m�ximo de producci�n y los precios de retribuci�n de la energ�a a aplicar en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro citadas en el punto 2 del apartado segundo de la presente resoluci�n.
PRECGPROV (c€/litro) es el precio provisional, establecido en las correspondientes resoluciones de la Secretar�a de Estado de Energ�a para 2012, del valor medio del gas�leo de automoci�n durante el periodo de aplicaci�n del mecanismo de restricciones por garant�a de suministro.
En el caso particular de la central de gasificaci�n integrada, PRLk tomar� un valor nulo.
– El tanto por uno de carb�n aut�ctono FCAi en t�rminos de energ�a (termias), fijado en las resoluciones de la Secretaria de Estado de Energ�a que fijan para 2012 las cantidades de carb�n, el volumen m�ximo de producci�n y los precios de retribuci�n de la energ�a a aplicar en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro citadas en el punto 2 del apartado segundo de la presente resoluci�n, se volver� a calcular de acuerdo con el siguiente cociente:FCAi = (CONS_CAi * PCSi) / [CONS_CAi*PCSi + CONS_IMPi* PCS_IMP'i + CONS_COQi * PCS_COQ'i + CONS_GNi *PCS_GNi + CONS_AUXi * PCS_AUXi] (tanto por uno).
– El tanto por uno de combustible de importaci�n FIMPin en t�rminos de energ�a (termias), se calcular� de acuerdo con el siguiente cociente:FIMPi = [CONS_IMPi * PCS_IMP'i] / [CONS_CAi*PCSi + CONS_IMPi * PCS_IMP'i + CONS_COQi * PCS_COQ'i + CONS_GNi *PCS_GNi + CONS_AUXi * PCS_AUXi] (tanto por uno)
– El tanto por uno de combustible de coque FCOQi en t�rminos de energ�a (termias), se calcular� de acuerdo con el siguiente cociente:FCOQi = CONS_COQi * PCS_COQ'i / [CONS_CAi*PCSi + CONS_IMPi * PCS_IMP'i + CONS_COQi* PCS_COQ'i + CONS_GNi *PCS_GNi + CONS_AUXi * PCS_AUXi] (tanto por uno)
– El tanto por uno de gas natural FGNi en t�rminos de energ�a (termias), se calcular� de acuerdo con el siguiente cociente:FGNi = (CONS_GNi * PCS_GNi) / [CONS_CAi*PCSi + CONS_IMPi * PCS_IMP'i + CONS_COQi* PCS_COQ'i + CONS_GNi *PCS_GNi + CONS_AUXi * PCS_AUX] (tanto por uno)
– El tanto por uno de combustible auxiliar FAUXi en t�rminos de energ�a (termias), se calcular� de acuerdo con el siguiente cociente:FAUXi = (CONS_AUXi * PCS_AUXi) / [CONS_CAi*PCSi + CONS_IMPi * PCS_IMP'i + CONS_COQi* PCS_COQ'i + CONS_GNi *PCS_GNi + CONS_AUXi * PCS_AUXi] (tanto por uno)
– El consumo espec�fico ConsEspi, expresado en te PCS / MWh, se valorar� como cociente de las termias en PCS de entrada entre la energ�a producida hasta el cumplimiento del volumen m�ximo anual EPCi.
ConsEspi = [CONS_CAi*PCS i + CONS_IMPi * PCS_IMP'i + CONS_COQi * PCS_COQ'i + CONS_GNi * PCS_GN + CONS_AUXi * PCS_AUXi] / EPCi (te PCS / MWh)
CONS_CAi (t) es el consumo de carb�n aut�ctono del grupo i desde el 1 de enero hasta el 31 de diciembre de 2012 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen m�ximo anual.
CONS_IMPi (t) es el consumo de carb�n de importaci�n del grupo i desde el 1 de enero hasta el 31 de diciembre de 2012 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen m�ximo anual.
CONS_COQi (t) es consumo de coque sustitutivo del carb�n de importaci�n del grupo i desde el 1 de enero hasta el 31 de diciembre de 2012 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen m�ximo anual.
CONS_AUXi (t o kl) es el consumo de combustible auxiliar del grupo i desde el 1 de enero hasta el 31 de diciembre de 2012 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen m�ximo anual. Se determinar� teniendo en cuenta las cantidades que resulten justificadas de acuerdo con el r�gimen de funcionamiento de la central y los consumos hist�ricos en situaciones comparables.
CONS_GNi (m3) es el consumo de gas natural del grupo i desde el 1 de enero hasta el 31 de diciembre de 2012 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen m�ximo anual.
Los poderes calor�ficos superiores del carb�n aut�ctono (PCSi), del carb�n de importaci�n (PCS_IMP'i), del coque (PCS_COQ'i), del gas natural (PCS_GNi) y de los combustibles auxiliares (PCS_AUXi), expresados en te PCS/t, o te PCS/kl, se calcular�n como media ponderada por toneladas o, en su caso, kilolitros, del poder calor�fico superior de los consumos desde el 1 de enero hasta el 31 de diciembre de 2012 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen m�ximo anual. En el caso de que no se disponga de la medida de entrada directa en caldera de PCS_AUXi, se considerar� la medida del tanque que constituye el stock.
6. El coste variable unitario de operaci�n y mantenimiento CVOMi tomar� los valores establecidos en el anexo II del LE0000409972_20111208Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.
7. El coste asociado a las emisiones de CO2 del grupo i de la central k, CO2ik, se calcular� de acuerdo con el LE0000440288_20110101art�culo 4 de la Orden ITC/3366/2010, de 29 de diciembre, por la que se establece la metodolog�a de c�lculo del coste unitario de los derechos de emisi�n de CO2 asignados a las centrales de generaci�n el�ctrica obligadas a participar en el proceso de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro a efectos de la liquidaci�n provisional y definitiva de dichas centrales cuando son incluidas en el plan de funcionamiento semanal.
En dicho art�culo se establece que la Comisi�n Nacional de los Mercados y la Competencia efectuar� el c�lculo de los costes reales unitarios de emisi�n de los derechos de CO2 asignados gratuitamente para cada grupo i de la central k, CO 2ik, en funci�n de la energ�a finalmente producida en la prestaci�n del servicio, aplicando la metodolog�a establecida en el art�culo 3 de la orden citada en el p�rrafo anterior, con los valores de par�metros establecidos en el apartado 1 del art�culo 4 de la misma orden.
A efectos de aplicaci�n de dicha orden en el a�o 2012:
– El valor que tomar� el t�rmino APGik para la liquidaci�n definitiva en 2012 se corresponder� con el valor de energ�a EPRi que es objeto de una retribuci�n regulada definitiva al amparo del LE0000409972_20111208Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, de acuerdo con la definici�n de dicho t�rmino establecida en el presente anexo.
– En la revisi�n del t�rmino FEik, factor de emisi�n del grupo generador i de la central k, expresado en t de CO2 por MWh generado, las emisiones reales totales para cada a�o de cada central sujeto al mecanismo de resoluci�n de restricciones por garant�a de suministro ser�n las indicadas en los informes de emisiones verificados por una Entidad Acreditada para la verificaci�n de los gases de efecto invernadero y aprobados por el organismo competente de la Comunidad Aut�noma correspondiente. En el caso de que no se dispusiera de dicha informaci�n desglosada por grupos, se determinar�n las emisiones que corresponden a cada grupo prorrateando las emisiones del a�o correspondiente publicadas por el RENADE para cada central, seg�n la producci�n total anual neta del grupo i medida en barras de central, descontando las horas en las que el grupo ha estado en parada.
8. El coste unitario de variable correspondiente al peaje de generaci�n, PEAJEi, ser� el previsto en la LE0000439453_20131228disposici�n transitoria primera del Real Decreto-ley 14/2010, de 23 de diciembre, por el que se establecen medidas urgentes para la correcci�n del d�ficit tarifario del sector el�ctrico y su normativa de desarrollo.
9. Sin perjuicio del c�lculo de costes reales que debe realizar seg�n los criterios descritos en la presente resoluci�n, la Comisi�n Nacional de los Mercados y la Competencia, comprobar� los siguientes aspectos:
a) Que los consumos espec�ficos reales de los grupos resultan acordes con los establecidos el anexo II de cada una de las resoluciones de la Secretar�a de Estado de Energ�a aprobadas para la aplicaci�n del mecanismo de restricciones por garant�a de suministro en 2012 a las que se refiere el punto 2 del apartado segundo de la presente resoluci�n.
b) Que los porcentajes de mezcla reales de carb�n aut�ctono resultan iguales o superiores a los establecidos en las citadas resoluciones.
Cuando los valores resultantes para los par�metros consumos espec�ficos sean superiores a los establecidos en las resoluciones de la Secretar�a de Estado de Energ�a a las que se refiere el punto 2 del apartado segundo de la presente resoluci�n, o los valores correspondientes a los porcentajes de mezcla reales de carb�n aut�ctono sean inferiores a lo previsto en las mismas, se solicitar� por la Comisi�n Nacional de los Mercados y la Competencia justificaci�n de este hecho a la empresa titular de la instalaci�n, quien deber� aportar dicha justificaci�n.
ANEXO II Valor de determinados par�metros a efectos del c�lculo de los costes reales correspondientes al a�o 2012 en aplicaci�n del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero
Teniendo en cuenta la metodolog�a establecida en el LE0000409972_20111208Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, as� como el contenido de las Resoluciones de la Secretar�a de Estado de Energ�a de aplicaci�n al a�o 2012 y citadas en el punto 2 del apartado segundo de esta resoluci�n, se fijan los siguientes valores a efectos de la realizaci�n de la liquidaci�n definitiva para el a�o 2012:
a) PRCAk: precio de adquisici�n del carb�n aut�ctono para cada central k, expresado en €/tonelada:
PRCAk (€/t)
Soto Ribera 3
Elcog�s
b) PCSk, poder calor�fico superior del carb�n aut�ctono expresado en te/t:
PCSk (te/t)
c) Cfk, coste variable unitario asociado a las mermas de combustible de la central k:
Cfk (€/MWh)
d) CFOMi, Coste unitario de operaci�n y mantenimiento fijo:
– Para cada central ser� de 34.738 €/MW por grupo generador.
– Para la central de gasificaci�n integrada de Elcog�s ser� de 147.373 €/MW.
En caso de que se disponga de planta de desulfuraci�n el t�rmino CFOMi se considerar�n 5.263 €/MW.
PCS_COQ_REF, poder calor�fico superior de referencia: 7.950 (te PCS/t).

References: Real Decreto 
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