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Timestamp: 2017-01-19 05:28:54+00:00

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Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (Vigente hasta el 24 de Junio de 2009).
Vigencia desde 20 de Abril de 2006. Esta revisión vigente desde 01 de Enero de 2009 hasta 24 de Junio de 2009
Energías a liquidar: asignación de las pérdidas de la red de transporte y distribución
Cálculo de la prima que complementa e/ precio medio peninsular
1.ª Despacho inicial con criterio exclusivamente económico: En esta etapa la generación y reserva rodante de cada grupo generador, para cada una de las horas, es asignada como nudo único.Se utilizará para ello un modelo de minimización de costes variables que tenga en cuenta las características de los datos de entrada antes citados.
2.ª En una segunda etapa se analizarán las posibles restricciones impuestas por la red de transporte a esta situación base de cobertura, por violación de los límites impuestos en estado normal de funcionamiento a las variables de control del sistema, y ante las contingencias establecidas en el Procedimiento de Operación correspondiente.Se procederá a un reajuste de la generación si fuera necesario, con criterios de seguridad y economía, identificando condiciones de funcionamiento obligadas de los grupos.
2. Para la determinación de los parámetros utilizados para el cálculo de los componentes del coste variable de los grupos del régimen ordinario, la Dirección General de Política Energética y Minas aprobará, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, los valores de los parámetros definidos en el apartado anterior para calcular el coste variable de funcionamiento (a, b, c), el coste de arranque (a', b' y d), el coste variable de operación y mantenimiento por funcionamiento (a'' y b'') y el consumo de combustible utilizado por el grupo en situación de reserva caliente ccrc y el coste de la banda de la banda de regulación a'''.
Estos parámetros se fijaran diferenciados por tecnologías y tamaños para los distintos grupos. Los parámetros d y a'' se actualizarán anualmente con el IPC previsto en la tarifa menos 100 puntos básicos.
A estos efectos, las empresas propietarias de los grupos deberán realizar las pruebas correspondientes, previa comunicación y en presencia del Operador del Sistema y las remitirán a la Dirección General de Política Energética y Minas. Las pruebas de rendimiento, para la determinación de los parámetros aplicables a los costes de arranque y costes de operación y mantenimiento, responderán a un procedimiento único, por tipo de tecnología, que será aprobado por la Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de Energía y a propuesta del Operador del Sistema. El plazo para la realización de las pruebas será de seis meses contados a partir de la fecha de puesta en servicio del grupo.
La Dirección General de Política Energética y Minas podrá revisar cada cuatro años los valores de los parámetros anteriores atendiendo a la evolución de las diferentes tecnologías.
A partir de: 16 junio 2010
Artículo 6 bis introducido por el número uno de la disposición final primera de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio, por la que se regulan diferentes aspectos de la normativa de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares («B.O.E.» 15 junio).
3.3 Para el Fuel 1250'' Redwood y el Fuel Oil n° 1 (2,7% azufre), se establecerá por composición porcentual en peso de la media aritmética de las cotizaciones altas de Gasoil 0,2 por ciento (14 por ciento) y Fuel Oil 3,5 por ciento (86 por ciento) en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicadas en el Platts European Marketscan.
3.4. Para el Diesel Oil, se establecerá por composición porcentual en peso de la media aritmética de las cotizaciones altas de Gasoil 0,2 por ciento (83 por ciento) y Fuel Oil 3,5 por ciento (17 por ciento) en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicadas en el Platts European Marketscan.
Véase Res. de 15 de julio de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se fijan los precios de los combustibles definitivos del primer semestre de 2009 a aplicar en el cálculo de la prima de funcionamiento de cada grupo generador y los precios de los combustibles provisionales del segundo semestre de 2009 a aplicar para efectuar el despacho de los costes variables de generación en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares («B.O.E.» 24 julio).
Véase Res. 23 febrero 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se fijan los precios de los combustibles definitivos del segundo semestre de 2008 a aplicar en el cálculo de la prima de funcionamiento de cada grupo generador, los costes de logística para 2009 y los precios de los combustibles provisionales del primer semestre de 2009 a aplicar para efectuar el despacho de los costes variables de generación en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares («B.O.E.» 28 febrero).
Véase Res. 4 septiembre 2008, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se fijan los precios de los combustibles definitivos del primer semestre de 2008 a aplicar en el cálculo de la prima de funcionamiento de cada grupo generador y los precios de los combustibles provisionales del segundo semestre de 2008 a aplicar para efectuar el despacho de los costes variables de generación en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares («B.O.E.» 11 septiembre).
Información a utilizar para realizar las liquidaciones Para realizar la liquidación económica de las energías el Operador del Mercado utilizará la siguiente información relativa a costes, precios y energías:
1°. Coste de generación horario de cada grupo en régimen ordinario que participa en el despacho económico en cada sistema eléctrico aislado (cg(i,h,j)), calculado por el operador del sistema.
2°. Precio final horario de generación en cada sistema extrapeninsular (PFG (h)) calculado conforme a lo establecido en punto noveno apartado 9.2.
3°. Precio medio final horario de adquisición de la energía para los distribuidores en el mercado de producción peninsular (PMDP(h)).
4°. Precio medio final horario de adquisición de energía para los comercializadores en el mercado de producción peninsular (PMCP(h)).
5°. Precio medio final horario de adquisición de energía para los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho (PMCCP(h)).
6°. Energías producidas y adquiridas por los agentes calculadas de acuerdo con lo establecido en el presente capítulo.
Precio final horario de generación 1. El operador del mercado calculará y publicará los valores del precio final horario de generación de cada sistema eléctrico aislado de cada SEIE y el precio final horario de generación de cada SEIE a partir de la información proporcionada por el Operador del Sistema que se relaciona en el artículo 15.
El operador del sistema calculará y publicará las liquidaciones mensuales y sus avances diarios, con la periodicidad, frecuencia y condiciones generales establecidas en las reglas del sistema de liquidaciones y garantías de pago de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.
La liquidación mensual correspondiente al cierre definitivo de medidas se realizará utilizando los precios finales y costes de desvíos peninsulares calculados por el operador del sistema con la información de las medidas definitivas peninsulares. A tal efecto, el precio horario de adquisición de la energía en la hora h para cada comercializador y consumidor directo, así como para los consumos auxiliares de las instalaciones de la generación en régimen especial y generación en régimen ordinario en el despacho de los SEIE será la suma de dos componentes:
El precio medio final en la hora h de los comercializadores y consumidores directos que adquieren su energía para clientes finales nacionales en el sistema eléctrico peninsular sin incluir los pagos por capacidad.
El precio medio por pago por capacidad que corresponda en la hora h al comercializador y consumidor directo en los SEIE determinado según la fórmula del punto 2 de la Disposición adicional séptima de la orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, sustituyendo en la fórmula la energía adquirida en el mercado por la energía adquirida en el despacho del SEIE.
Actual letra c) del número 1 del artículo 10 introducida por el apartado uno de la disposición final segunda de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica («B.O.E.» 23 junio).
A los efectos de las liquidaciones mensuales, el tipo de interés anual y la prima complementaria del artículo 13 serán los establecidos por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas o, en su defecto, el interés legal del dinero y el valor ±1,5% como prima complementaria.
La Dirección General de Política Energética y Minas publicará antes del 31 de marzo del año n los valores definitivos de los distintos costes y parámetros que sirven de base para el cálculo de los costes de generación de los grupos de régimen ordinario para el año n.
A efectos de lo dispuesto en el artículo 18.2 del Real Decreto 1747/2003
, el Operador del Sistema publicará la liquidación definitiva del despacho económico de la generación correspondiente a los 12 meses del año n en un plazo máximo de un mes contado a partir de la publicación del cierre de medidas definitivas.
Una vez publicadas las liquidaciones definitivas a las que se refiere el apartado anterior, los agentes pertenecientes al régimen ordinario y al régimen especial que operen en los SEIE solicitarán, en un plazo no superior a tres meses desde la citada publicación de acuerdo con el punto 4 del artículo 18 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre
, a la Dirección General de Política Energética y Minas, la liquidación definitiva de sus costes.
Energías a liquidar: asignación de las pérdidas de la red de transporte y distribución 1.
Definición del equilibrio generación-demanda para las liquidaciones.
1°. Para cada sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE, en cada hora h el equilibrio generación-demanda queda definido por la siguiente igualdad:
- etm(i,h,j): Energía neta medida en barras de central generada en la hora h por el grupo del régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE que vierte su energía a la red de transporte
- em(i,h,j,d): Energía neta medida en barras de central generada en la hora h por el grupo del régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE que vierte su energía a la red de distribución perteneciente al distribuidor d
- etm(e,h,j): Energía neta medida en barras de central generada en la hora h por el grupo del régimen especial e del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE que está conectado a la red de transporte y vende su energía a través del sistema de despacho económico de la energía.
- em(e,h,j,d): Energía neta medida en barras de central generada en la hora h por el grupo del régimen especial e del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE que está conectado a la red de distribución propiedad del distribuidor d y vende su energía a través del sistema de despacho económico de la energía.
- em(en,h,j): Energía neta medida en barras de central generada en la hora h por el grupo del régimen especial e, del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE que no vende su energía a través del sistema de despacho económico de la generación.
- EM(d,h,j): Energía medida en la hora h de los puntos frontera de los clientes del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE
- EMCT (c,h,j): Energía medida en la hora h de los puntos frontera de los clientes del comercializador c del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE que están conectados a la red de transporte
- EMC(c,h,j,d): Energía medida en la hora h de los puntos frontera de los clientes del comercializador c del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE que están conectados a la red distribución del distribuidor d
- EMCCT(cc,h,j): Energía medida en la hora h del punto frontera del consumidor cc conectado a la red de transporte que adquiere su energía directamente en el despacho de generación del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE
- EMCC (cc, h,j,d): Energía medida en la hora h del punto frontera del consumidor cc conectado a la red de distribución del distribuidor d que adquiere su energía directamente en el despacho de generación del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE
- PTD(h,j): Pérdidas de las redes de transporte y distribución
Y siendo IT y ID el número de grupos en régimen ordinario conectados, respectivamente, en la red de transporte y en la red del distribuidor d, ET y ED el número de grupos del régimen especial que venden su energía a través del despacho económico conectados, respectivamente, en la red de transporte y en la red del distribuidor d, End el número de grupos del régimen especial que no vende su energía a través del despacho económico, D el número de empresas distribuidoras, CT y CD el número de empresas comercializadoras con consumidores conectados, respectivamente, en la red de transporte y en la red del distribuidor d en cada sistema eléctrico aislado j, y CCT y CCD el número de consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho que están conectados, respectivamente, en la red de transporte y en la red del distribuidor d en cada sistema eléctrico aislado j
La energía neta medida en barras de central para centrales multigrupo que dispongan de consumos auxiliares asignados simultáneamente a varios grupos, se calculará para cada grupo, como la energía neta de grupo menos la parte proporcional de consumos auxiliares repartida en función de la energía generada por cada uno de los grupos.
2°. Para poder realizar la liquidación económica de las energías intercambiadas entre vendedores y compradores se asignarán las pérdidas de transporte y distribución a los distintos compradores de energía, de forma que se pueda elevar a barras de central la energía medida de éstos y así igualar el valor total de la energía generada y demandada
3° La liquidación económica de la energía se podrá realizar cuando el operador del mercado disponga, además de los valores de energía generada señalados en el punto 1 anterior (etm(i,h,j), em(i,h,j,d), etm(e,h,j), em(e,h,j,d)), de la siguiente información relativa a las energías demandadas:EDD(d,h,j): Energía demandada en la hora h por el distribuidor d del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE, descontada la correspondiente a la generación en régimen especial que no participa en el despacho económico y vierte en su zona de distribución, pasada a barras de central.
EDCT (c,h,j): Energía demandada en la hora h por los clientes del comercializador c del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE que están conectados a la red de transporte, pasada a barras de central.
EDC(c,h,j,d): Energía demandada en la hora h por los clientes del comercializador c del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIS que están conectados a la red distribución del distribuidor d, pasada a barras de central.
EDCCT (cc,h,j): Energía demandada en la hora h por el consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc que está conectado en la red de transporte del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE, pasada a barras de central.
EDCC(cc,h,j,d): Energía demandada en la hora h por el consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc que está conectado en la red de de distribución del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE, pasada a barras de central.
4° Los valores de las energías señaladas en el apartado anterior se obtendrán a partir de las mejores medidas efectivas o de los valores programados de demanda, de acuerdo con lo establecido en el punto noveno, en el que se detallan las liquidaciones mensuales a realizar.
5° El paso a barras de central de las energías medidas demandadas por los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho referidas en el apartado 3 será realizado automáticamente por el concentrador de medidas eléctricas de cada SEIE en la forma establecida en apartado 4.1. de este artículo
6° A efectos de liquidaciones, una vez elevadas a barras de central las demandas medidas de los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho, para cada sistema eléctrico aislado j perteneciente a un SEIE, en cada hora h se deberá de cumplir la siguiente igualdad:
Donde las variables EDDm(d,h,j), EDCTm(c,h,j), EDCm(c,h,j,d), EDCCTm(cc,h,j y EDCCm(cc,h,j,d) son las demandas medidas de los distintos agentes compradores elevadas a barras de central de acuerdo con lo establecido en el apartado 4.2 de este artículo.
Pérdidas de las redes de transporte y distribución.
1° Las perdidas medidas de la red de transporte de cada uno de los sistemas eléctricos aislados que conforman los SEIE serán asignadas a los distribuidores que operen en dichos sistemas en la forma que se establece en este apartado 2, sin perjuicio de la deducción de las mismas de las pérdidas estándar reglamentariamente establecidas asignadas a los clientes de los comercializadores y a los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho.
2° A efectos del presente procedimiento de liquidación de la energía, la energía generada por los grupos del régimen ordinario y del régimen especial conectados en la red de distribución tendrá la misma consideración de energía en barras de central que la energía generada por grupos conectados en la red de transporte
3° Las pérdidas en la red de transporte en cada uno de los sistemas eléctricos aislados de un SEIE se definen en la forma establecida en el artículo 33 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimiento de autorización de instalaciones de energía eléctrica, con las particularidades respecto a las instalaciones que son consideradas como pertenecientes a la red de transporte que apliquen a cada SEIE de acuerdo con lo establecido en el artículo 12 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.
4° Las pérdidas en la red de transporte serán calculadas de forma horaria en cada uno de los sistemas eléctricos aislados que conforman los SEIE por la diferencia entre la energía eléctrica medida en los puntos frontera de los grupos de generación con la red de transporte y el volumen de energía medido en los puntos frontera de la red de transporte con los distribuidores y consumidores cualificados directamente conectados a la red de transporte.
5° Las pérdidas de la red de distribución, con excepción de las que están incluidas en los coeficientes de elevación a barras de central aplicados a los clientes de los comercializadores y a los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho, son soportadas por los consumidores finales a tarifa regulada.
6° Una vez que se disponga de las medidas de todos los puntos frontera generación-transporte y transporte-distribución y consumidores directamente conectados a la red de transporte, las pérdidas de transporte de cada sistema eléctrico aislado perteneciente a un SEIE que serán asignadas a los distribuidores, a los clientes de los comercializadores conectados en la red de distribución y a los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho que estén conectados en distribución se calcularán según la siguiente fórmula:
PT(h,j): Pérdidas de la red de transporte en la hora h del sistema eléctrico aislado j, descontadas las que corresponden a clientes conectados directamente a la red de transporte que adquieren su energía a través de un comercializador y las que corresponden a consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho que están conectados en la red de transporte.
EMF(d,h,j): Energía medida en la hora h en los puntos frontera con la red de transporte del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j. Entre estos puntos frontera se consideran también los puntos frontera ficticios entre transporte y los clientes conectados en la red de transporte que compran su energía a tarifa regulada.
EMCT(c,h,j,z): Energía medida en la hora h a los consumidores del comercializador c conectados directamente en el nivel de tensión y tarifa de acceso z de la red de transporte del sistema eléctrico aislado j
EMCCT(cc,h,j,z): Energía medida en la hora h al consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc que está conectados directamente en el nivel de tensión y tarifa de acceso z de la red de transporte del sistema eléctrico aislado j
CP(z): Coeficiente de perdidas de paso del nivel de tensión y tarifa de acceso z a barras de central, en tanto por uno, según se establece en el Real Decreto por el que se determina la tarifa media o de referencia de cada año
n: Niveles de tensión y tarifas de acceso de conexión a la red de transporte
1° El operador del sistema será responsable del diseño, organización y mantenimiento de un sistema de medidas que permita, entre otros objetivos, la liquidación de las energías intercambiadas por los agentes a través del sistema de despacho económico de la energía.Las obligaciones de los agentes y del operador del sistema como responsable del sistema de medidas son las definidas en el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica y disposiciones posteriores que lo desarrollan o modifican, así como en los procedimientos de operación correspondientes.
2° El sistema de medidas permitirá la agregación de toda la información relevante a nivel de los sistemas eléctricos aislados que conforman los SEIE
3° Al objeto de realizar la liquidación de las energías intercambiadas por los agentes a través del sistema de despacho económico de la energía, el sistema de medidas deberá ser capaz de suministrar los datos necesarios para calcular los valores de las variables referidas en el párrafo 3° del apartado 1 de este artículo.
4° Las fechas en las cuales los datos correspondientes a las medidas de un determinado periodo de liquidaciones deberán estar disponibles para la liquidación económica serán las establecidas en el procedimiento de operación correspondiente.
Determinación de las energías a liquidar.
1° La determinación de la energía demandada en barras de central por los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho dependerá de la disponibilidad de medidas firmes de estos agentes. En tanto que no se disponga de estas medidas, se utilizarán los valores de energía programada remitidos por dichos agentes al operador del sistema y a su vez por éste al operador del mercado de acuerdo con lo establecido en el artículo 15.
2° En las liquidaciones mensuales provisionales referidas en el apartado 2 del artículo 10, mientras no se disponga de las medidas de todos los agentes se generará un desajuste por la diferencia entre la energía en barras de central medida de los generadores y la suma de las demandas en barras de central, bien medida o bien programada, de los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho. Para equilibrar este desajuste, el descuadre total se asignará a un agente de cierre.
3° El operador del mercado determinará el agente que actuará como agente de cierre en cada sistema eléctrico, de acuerdo con los siguientes criterios:
a) En los sistemas eléctricos aislados en los que existan varias empresas distribuidoras se designará como agente de cierre a la empresa distribuidora con mayor volumen de facturación en el año anterior.
b) En los sistemas eléctricos aislados en los que exista una única empresa distribuidora, ésta ejercerá automáticamente como agente de cierre.
Determinación de las energías a liquidar en ausencia de medidas.
De forma transitoria, y mientras no existan medidas en los puntos fronteras entre transporte y distribución y distribución-distribución, o medidas de los agentes comercializadores, o consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho, la energía a liquidar a distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho será la correspondiente a su previsión de demanda, que están obligados a comunicar al Operador del Sistema según se establece en al artículo 4 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre. A estos efectos, los programas de demanda de energía estarán referidos directamente a barras de central
De igual manera, si no se dispone de las medidas de los grupos generadores, se utilizarán provisionalmente los valores utilizados en el despacho y comunicados por el operador del sistema.
No obstante lo anterior, si se dispone de las medidas del conjunto de los puntos frontera correspondientes a la energía adquirida por un agente en un SEIE, se utilizarían estas medidas en la liquidación de dicho agente.
De esta forma, las energías a liquidar a cada tipo de agente en ausencia de medidas serán las siguientes:
a) A cada grupo generador i en el sistema eléctrico aislado j se le liquidará en la hora h el valor estimado de su energía medida, calculado conforme se establece en los procedimientos de operación de los SEIE, o, en su defecto, su energía programada, que se denominará etp(i,h,j) o ep(i,h,j,d) en línea con las variables ya definidas en el apartado1 de este artículo.
b) A cada grupo generador en régimen especial e que participa en el despacho de generación del sistema eléctrico aislado j se le liquidará en la hora h el valor estimado de su energía medida, calculado conforme se establece en los procedimientos de operación de los SEIE, o, en su defecto su energía programada, que se denominará etp(e,h,j) o ep(e,h,j,d) en línea con las variables ya definidas en el apartado 1 de este artículo.
c) A cada comercializador c que tiene clientes en el sistema eléctrico aislado j se le liquidará en la hora h su energía programada, que estará directamente referida a barras de central y se denominará EDCp(c,h,j)
d) A cada consumidor cc que adquiere su energía directamente al despacho de generación en el sistema eléctrico aislado j, se le liquidará en la hora h su energía programada, que estará directamente referida a barras de central y se denominará EDCCp(cc,h,j).
e) A cada distribuidor d del sistema eléctrico aislado j, con excepción del que actúe como agente de cierre de acuerdo con lo establecido en el apartado 4 de este artículo se le liquidará en la hora h su energía programada, que estará directamente referida a barras de central, tendrá descontada la previsión de adquisición de energía a productores en régimen especial que no participan en el despacho económico de la generación y se denominará EDDp(d,h,j)
f) Al distribuidor de cierre del sistema eléctrico aislado j se le liquidará en la hora h una energía que se obtendrá como diferencia entre las energías producidas por los grupos de generación en régimen ordinario y los del régimen especial que vendan sus energías a través del sistema de despacho económico y las demandas del resto de agentes, ya sean programadas o medidas para los que disponen de las mismas. La energía a liquidar al distribuidor de cierre se denominará EDDp(d,,h,j) y se calculará según la siguiente fórmula:
EDDp(dc,h,j): Energía a liquidar al distribuidor de cierre del sistema eléctrico aislado j en la hora h, obtenida en base a programa.
EDDp(d,h,j): Energía programada a liquidar al distribuidor d del sistema eléctrico aislado j en la hora h.
EDCp(c,h,j): Energía programada a liquidar al comercializador c del sistema eléctrico aislado j en la hora h, para los Cp comercializadores de los que no se dispone de medida
EDCCp(cc,h,j):Energía programada a liquidar al consumidor cc que compra su energía directamente al despacho de generación del sistema eléctrico aislado j en la hora h, para los CCp consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho de los que no se dispone de medida
EDCm(c,h,j): Energía medida a liquidar al comercializador c del sistema eléctrico aislado j en la hora h, calculada según se establece en el apartado 4.2 de este artículo, para los Cm comercializadores de los que se dispone de medida
EDCCm(cc,h,j): Energía medida a liquidar al consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho directo cc del sistema eléctrico aislado j en la hora h, calculada según se establece en el párrafo 4.2 de este artículo, para los CCm consumidores directos de los que se dispone de medida
ITP: Número de generadores en régimen ordinario conectados en la red de transporte de los que no se dispone de medida
IDP: Número de generadores en régimen ordinario conectados en la red de distribución de los que no se dispone de medida
ETP: Número de generadores en régimen especial conectados en la red de transporte y que venden su energía a través del despacho económico de generación de los que no se dispone de medida
EDp: Número de generadores en régimen especial conectados en la red de distribución y que venden su energía a través del despacho económico de generación de los que no se dispone de medida
ITm: Número de generadores en régimen ordinario conectados en la red de transporte de los que se dispone de medida
IDm: Número de generadores en régimen ordinario conectados en la red de distribución de los que se dispone de medida
ETm: Número de generadores en régimen especial conectados en la red de transporte y que venden su energía a través del despacho económico de generación de los que se dispone de medida
EDm: Número de generadores en régimen especial conectados en la red de distribución y que venden su energía a través del despacho económico de generación de los que se dispone de medida
Cp: Número de comercializadores de los que no se dispone de medida
CCp: Número de consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho de los que no se dispone de medida
Cm: Número de comercializadores de los que se dispone de medida
CCm: Número de consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho de los que se dispone de medida
Determinación de las energías a liquidar cuando se dispone de medidas.
A cada grupo generador en régimen ordinario i en el sistema eléctrico aislado j se le liquidará en la hora h su energía medida, que se denominará etm(i,h,j) o em(i,h,j,d) de acuerdo con lo establecido en el apartado 1 de este artículo.
De igual forma, a cada grupo generador en régimen especial que participa en el despacho e del sistema eléctrico aislado j se liquidará en la hora h su energía medida, que se denominará etm(e,h,j) o em(e,h,j,d) de acuerdo con lo establecido en el apartado 1 d e este artículo, más el valor de la energía adicional obtenido conforme a lo establecido en el punto decimotercero de la presente orden, con objeto de compensar el efecto financiero derivado del error entre su generación prevista y medida
Por consiguiente, los valores a liquidar a cada generador en régimen especial que participa en el despacho de generación una vez añadidas las citadas energías adicionales son los siguientes:
a) La energía a liquidar a cada generador en régimen especial e conectado en la red de transporte del sistema eléctrico aislado j en la hora h se calculará de acuerdo con la siguiente expresión:
etliq(e,h,j): Energía en barras de central a liquidar al generador en régimen especial e conectado en la red de transporte del sistema eléctrico aislado j en la hora h, una vez añadida la compensación del efecto financiero consecuencia del error entre generación prevista y medida
EA (e,h,j): Energía adicional a liquidar al generador en régimen especial e que está conectado en la red de transporte del sistema eléctrico aislado j en la hora h para compensar el efecto financiero del error entre generación prevista y medida. La forma de cálculo de este término se establece en el artículo 13 de la presente orden.
b) La energía a liquidar a cada generador en régimen especial e conectado en la red del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j en la hora h se calculará de acuerdo con la siguiente expresión:
eliq(e,h,j,d): Energía en barras de central a liquidar al generador en régimen especial e conectado en la red del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j, en la hora h, una vez añadida la compensación del efecto financiero consecuencia del error entre generación prevista y medida
EA (e,h,j,d): Energía adicional a liquidar al generador en régimen especial e que está conectado en la red del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j en la hora h para compensar el efecto financiero del error entre generación prevista y medida. La forma de cálculo de este término se establece en el artículo 13 de la presente orden.
El cálculo de la energía a liquidar de los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho cuando se dispone de sus medidas se realizará de la siguiente forma:
a) Traspaso a barras de central de las medidas de los puntos frontera con transporte
1) Las demandas en barras de central en la hora h de los consumidores directamente conectados a la red de transporte que compran su energía a través de un comercializador c en cada subsistema eléctrico aislado j, (EDCTm(c,h,j)) se obtendrán directamente de las medidas de los consumos de dichos clientes. Estas medidas se agruparán por niveles de tensión y tarifa de acceso y se elevarán a barras de central utilizando los coeficientes de pérdidas estándar aprobados en el real decreto por el que se establece la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año, de acuerdo con la siguiente fórmula:
EDCTm(c,h,j): Demanda en barras de central de los consumidores directamente conectados a la red de transporte que compran su energía al comercializador c del subsistema eléctrico aislado j en la hora h, calculada en base a medidas.
CP(z): Coeficiente de perdidas de paso del nivel de tensión y tarifa de acceso z a barras de central, expresado en tanto por uno.
EMCT(c,h,j,z): La energía medida en la hora h de los clientes del comercializador c del sistema eléctrico aislado j conectados en la red de transporte en el nivel de tensión y tarifa de acceso z.
n: Niveles de tensión y tarifas de acceso de transporte de los consumidores que compran la energía al comercializador c.
2) La demanda en barras de central en la hora h del consumidor cc que adquiere su energía directamente del despacho de generación y que está directamente conectado a la red de transporte en cada subsistemo eléctrico aislado j, (EDCCTm(cc,h,j)) se obtendrá directamente de la medidas de sus consumos. Estas medidas se agruparán por niveles de tensión y tarifa de acceso y se elevarán a barras de central utilizando los coeficientes de pérdidas estándar aprobados en el real decreto por el que se establece la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año, de acuerdo con la siguiente fórmula:
EDCCTm(cc,h,j): Demanda en barras de central del consumidor que adquiere la energía directamente en el despacho de generación que está conectado a la red de transporte del subsistema eléctrico aislado j en la hora h, calculada en base a medidas.
EMCCT(cc,h,j,z): La energía medida en la hora h del consumidor que adquiere su energía directamente del despacho de generación y que está conectado en la red de transporte del sistema eléctrico aislado j en el nivel de tensión y tarifa de acceso z
n: Niveles de tensión de transporte en los que consume el consumidor que adquiere directamente su energía en el despacho de generación
b) Traspaso a barras de central de las medidas de los puntos frontera con distribución
1) Las demandas en barras de central en la hora h de los consumidores conectados a la red de distribución del distribuidor d que compran su energía a través de un comercializador c en cada subsistema eléctrico aislado j, (EDCm(c,h,j,d)) se obtendrán directamente de las medidas de los consumos de dichos clientes. Estas medidas se agruparán por niveles de tensión y tarifa de acceso y se elevarán a barras de central utilizando los coeficientes de perdidas estándar aprobados en el real decreto por el que se establece la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año, de acuerdo con la siguiente fórmula:
EDCm(c,h,j,d): Demanda en barras de central de los consumidores conectados a la red de distribución propiedad del distribuidor d que compran su energía al comercializador c del subsistema eléctrico aislado j en la hora h, calculada en base a medidas.
EMC(c,h,j,d,z): La energía medida en la hora h de los clientes del comercializador c del sistema eléctrico aislado j conectados en la red de distribución del distribuidor d en el nivel de tensión y tarifa de acceso z.
n: Niveles de tensión y tarifas de acceso de distribución en los que consumen los consumidores que compran la energía al comercializador c.
2) La demanda en barras de central en la hora h del consumidor cc que adquiere su energía directamente del despacho de generación y que está directamente conectado a la red de distribución del distribuidor d del subsistema eléctrico aislado j, (EDCCTm(cc,h,j,d)) se obtendrá directamente de la medidas de su consumos. Estas medidas se agruparán por niveles de tensión y tarifa de acceso y se elevarán a barras de central utilizando los coeficientes de perdidas estándar aprobados en el real decreto por el que se establece la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año, de acuerdo con la siguiente fórmula:
EDCCm(cc,h,j,d): Demanda en barras de central del consumidor que adquiere la energía directamente en el despacho de generación que está conectado a la red de distribución del distribuidor d del subsistema eléctrico aislado j, en la hora h, calculada en base a medidas
EMCC(cc,h,j,d,z): La energía medida en la hora h del consumidor que adquiere su energía directamente del despacho de generación y que está conectado en la red de distribución del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j en el nivel de tensión y tarifa de acceso z
n: Niveles de tensión y tarifa de acceso de distribución en los que consume el consumidor que adquiere directamente su energía en el despacho de generación.
3) La demanda en barras de central en la hora h de cada distribuidor d del sistema eléctrico aislado j (FDDm(d,h,j)) se obtendrá de la siguiente forma:
EDDm(d,h,j): Demanda en barras de central del distribuidor d, incluyendo el de cierre, del subsistema eléctrico aislado j en la hora h, calculada en base a medidas. Esta demanda no incluye la energía suministrada por el régimen especial que vierte en la zona del distribuidor d y no participa en el despacho económico.
EMF (d,h,j): Energía medida en la hora h en los puntos frontera con la red de transporte del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j. Entre estos puntos frontera se consideran también los puntos frontera ficticios entre transporte y los clientes conectados en la red de transporte que compran su energía a tarifa regulada.
CDD: Comercializadores que operan con clientes conectados en la red del distribuidor d
CCD: Número de consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho que están conectados en la red del distribuidor d
El (d,h,j): Valor agregado neto de las energías medidas en los puntos frontera del distribuidor d con otros distribuidores
PT(h,j), EDCm(c,h,j,d) y EDCCDm(cc,h,j,d) tienen el significado ya definido.
Sin embargo, a los valores de las energías a liquidar a los agentes obtenidos conforme a lo señalado en el presente apartado hay que añadir o deducir los valores de las energías adicionales obtenidos conforme a lo establecido en el artículo 13 de la presente orden con objeto de compensar el efecto financiero derivado del error entre demanda prevista y medida.
Por consiguiente, los valores a liquidar a cada agente una vez añadidas las citadas energías adicionales son los siguientes:
a) La demanda a liquidar a cada comercializador c del sistema eléctrico aislado j en la hora h se calculará de acuerdo con la siguiente expresión:
EDCliqm(c,h,j): Demanda en barras de central a liquidar al comercializador c del sistema eléctrico aislado j, en la hora h, calculada en base a medidas y una vez añadida la compensación del efecto financiero consecuencia del error entre demanda prevista y medida
EA (c,h,j): Energía adicional a liquidar al comercializador c del sistema eléctrico aislado j en la hora h para compensar el efecto financiero del error entre demanda prevista y medida. La forma de cálculo de este término se establece en el artículo 13 de la presente orden.
b) La demanda a liquidar a cada consumidor cc que adquiere la energía directamente en el despacho de generación del sistema eléctrico aislado j en la hora h se calculará de acuerdo con la siguiente expresión:
EDCCliqm(c,h,j): Demanda en barras de central a liquidar al consumidor que adquieren directamente la energía en el despacho, cc, del sistema eléctrico aislado j, en la hora h, calculada en base a medidas y una vez añadida la compensación del efecto financiero consecuencia del error entre demanda prevista y medida
EA (cc,h,j): Energía adicional a liquidar al consumidor cc que adquiere su energía directamente en el despacho de generación del sistema eléctrico aislado j en la hora h para compensar el efecto financiero del error entre demanda prevista y medida. La forma de cálculo de este término se establece en el artículo 13 de la presente orden.
c) La demanda a liquidar a cada distribuidor d, con excepción del distribuidor de cierre d, se calculará de la siguiente forma:
EDDliqm(d,h,j): Demanda en barras de central a liquidar al distribuidor d del sistema eléctrico aislado j, en la hora h calculada en base a medidas y una vez añadida la compensación del efecto financiero consecuencia del error entre demanda prevista y medida
EA (d,h,j): Energía adicional a liquidar al distribuidor d del sistema eléctrico aislado j en la hora h para compensar el efecto financiero del error entre demanda prevista y medida. La forma de cálculo de este término se establece en el artículo 13 de esta orden.
d) La demanda a liquidar al distribuidor de cierre dc, se calculará de la siguiente forma
EDDliqm(dc,h,j): Demanda en barras de central a liquidar al distribuidor de cierre del sistema eléctrico aislado j, en la hora h una vez descontadas las energías correspondientes a los desvíos entre medida y programa del resto de distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho.
PREP(h): Precio medio final en la hora h resultante para el conjunto de instalaciones de régimen especial que participan en el mercado de producción peninsular
Obligación de pago por la energía adquirida por las empresas distribuidoras.
Cada una de las empresas distribuidoras d del sistema eléctrico aislado j tendrá un coste de adquisición de la energía que se calculará según la siguiente expresión:
CAD(d,h,j): Coste de la energía adquirida por la empresa distribuidora d del sistema eléctrico aislado j en la hora h
EDD(d,h,j): Energía adquirida en la hora h por la empresa distribuidora d del sistema eléctrico aislado j. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 4 del artículo 11. En función de si existe o no medida coincidirá con EDDp(d,h,j) o EDDliqm(d,h,j).
PMDP(h): Precio medio final horario de adquisición de la energía para los distribuidores en el mercado de producción peninsular
Los PMDP horarios utilizados por el operador del mercado para todas las liquidaciones provisionales que realice con anterioridad a la liquidación anual definitiva serán los últimos publicados. Para la liquidación definitiva estos valores serán publicados con anterioridad en el Web público del operador del mercado con carácter de definitivos a efecto de las liquidaciones de los SEIE y corresponderán a las últimas liquidaciones efectuadas.
Obligación de pago por la energía adquirida por las empresas comercializadoras.
Cada una de las empresas comercializadoras c del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por su adquisición de energía que se calculará según la siguiente expresión:
CAC(c,h,j): Coste de la energía adquirida por la empresa comercializadora c del sistema eléctrico aislado j en la hora h
EDC(c,h,j): Energía adquirida por la empresa comercializadora c del sistema eléctrico aislado j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 4 del artículo 11. En función de si existe o no la medida coincidirá con EDCp(c,h,j) o EDCliqm(c,h,j).
PMCP(h): Precio medio final de adquisición de la energía para los consumidores, comercializadores y agentes externos que adquieren su energía directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular, en la hora h.
Los PMCP horarios utilizados por el operador del mercado para todas las liquidaciones provisionales que realice con anterioridad a la liquidación definitiva serán los últimos publicados. Para la liquidación definitiva estos valores serán publicados con anterioridad en el Web del operador del mercado con carácter de definitivos y corresponderán a las últimas liquidaciones efectuadas.
De acuerdo con lo establecido en el artículo 11 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la Comunidad Autónoma o Ciudad a la que pertenecen los SEIE podrán establecer una adaptación del precio horario peninsular al que compran los comercializadores a la estructura estacional de la demanda del SEIE de su ámbito territorial, en cuyo caso los valores de PMCP(h) se obtendrían en función de lo establecido en la disposición que regule la citada adaptación de precios.
Obligación de pago por la energía adquirida por los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho.
Cada uno de los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho cc del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por la energía adquirida que se calculará según la siguiente expresión:
CACC(cc,h,j):Coste de la energía adquirida por el consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho, cc, del sistema eléctrico aislado j en la hora h
EDCC(c,h,j): Energía adquirida por la el consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc del sistema eléctrico aislado j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 4 del artículo 11. En función de si existe o no la medida coincidirá con EDCCp (cc,h,j) o EDCCliqm(cc,h,j)
PMCCP(h): Precio medio final de adquisición de la energía para los consumidores, comercializadores y agentes externos que adquieren su energía directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular, en la hora h.
Los PMCCP horarios utilizados por el operador del mercado para todas las liquidaciones provisionales que realice con anterioridad a la liquidación definitiva serán los últimos publicados en su Web público. Para la liquidación definitiva estos valores serán publicados con anterioridad en el Web del operador del mercado con carácter de definitivos y corresponderán a las últimas liquidaciones efectuadas.
De acuerdo con lo establecido en el artículo 11 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la Comunidad Autónoma o Ciudad a la que pertenecen los SEIS podrán establecer una adaptación del precio horario peninsular al que compran los consumidores que adquiere directamente la energía en el despacho a la estructura estacional de la demanda del SEIE de su ámbito territorial, en cuyo caso los valores de PMCCP(h) se obtendrían en función de lo establecido en la disposición que regule la citada adaptación de precios.
6. Obligación de pago por la energía adquirida por los generadores en régimen ordinario.
En el caso que la energía medida en barras de central del generador del régimen ordinario i sea negativa, su obligación de pago por la energía adquirida se calculará según la siguiente expresión:
e(i,h,j): Energía negativa generada en la hora h por el grupo generador en régimen ordinario i del sistema extrapeninsular j. Esta variable se corresponderá con las variables e
(i,h,j) o e
(i,h,j,d) definidas en el apartado 1 del artículo 11 dependiendo de que el grupo vierta su energía en la red de transporte o en la red del distribuidor d.
Si la energía medida negativa correspondiese a toda la central y no a un grupo concreto el sistema de medidas prorratearía ese valor entre todos los grupos de la central en función de sus potencias nominales.
Apartado 6 del Artículo 12 redactado por el apartado cuatro de la disposición final segunda de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir de 1 de enero de 2009. ("B.O.E." 31 diciembre).Vigencia: 1 enero 2009
Obligación de pago por la energía adquirida por los generadores en régimen especial.
En el caso que la energía medida en barras de central del generador del régimen especial, e, que participa en el despacho de generación sea negativa, su obligación de pago por la energía adquirida se calculará según la siguiente expresión:
CAG(e,h,j): Coste de la energía adquirida por el generador del régimen especial e del sistema eléctrico aislado j en la hora h
e(e,h,j): Energía negativa generada en la hora h por el grupo generador en régimen ordinario i del sistema extrapeninsular j. Esta variable se corresponderá con las variables etliq(e,h,j) o eliq(e,h,j,d) definidas en el apartado 4 del artículo 11. dependiendo de que el grupo vierta su energía en la red de transporte o en la red del distribuidor d.
Compensación del efecto financiero derivado del error entre energía programada y medida 1. La energía a liquidar a cada generador en régimen especial que participa en el despacho de generación y que está conectado a la red de transporte una vez que se disponga de la medida de su generación incorporará un término adicional, (EA(e,h,j)), que se calculará de la siguiente forma:
EA(e,h,j): Energía adicional a liquidar en la hora h al generador en régimen especial e que participa en el despacho de generación y está conectado a la red de transporte del sistema eléctrico aislado j
r: Tipo de interés anual a aplicar, expresado en tanto por uno. Será establecido por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas
p: Prima complementaria del tipo de interés, expresada en tanto por uno, para incentivar a minimizar las diferencias entre programa y medida, que será determinada anualmente por la Dirección General de Política Energética y Minas. Esta prima tendrá un valor negativo cuando la energía medida sea mayor que la programada y valor positivo en caso contrario.
n: Número de meses transcurridos desde que se liquidó al agente en base a programa y la liquidación en base a medida
2. La energía a liquidar a cada generador en régimen especial que participa en el despacho de generación y que está conectado a la red del distribuidor d una vez que se disponga de la medida de su generación incorporará un término adicional, (EA(e,h,j,d)), que se calculará de la siguiente forma:
EA(e,h,j,d): Energía adicional a liquidar en la hora h al generador en régimen especial e que participa en el despacho de generación y está conectado a la red del distribuidor d del sistema eléctrico aislado j
3. La energía a liquidar a los agentes comercializadores cuando se disponga de la medida del consumo de sus clientes incorporará un término adicional, (EA(c,h,j)), que se calculará de la siguiente forma:
EA(c,h,j): Energía adicional a liquidar en la hora h al comercializador c del sistema eléctrico aislado j
EDCm(c,h,j): Energía demandada calculada a partir de las medidas del comercializador c del sistema j en la hora h, que se compone de la demanda calculada a partir de la medida tanto de los consumidores conectados en la red de transporte como de los conectados en la red de distribución, de forma que:
EDCp(c,h,j): Energía programada del comercializador c del sistema j en la hora h.
p: Prima complementaria del tipo de interés, expresada en tanto por uno, para incentivar a minimizar las diferencias entre programa y medida, que será determinada anualmente por la Dirección General de Política Energética y Minas. Esta prima tendrá un valor positivo cuando la energía medida sea mayor que la programada y valor negativo en caso contrario.
4. La energía a liquidar a los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho cuando se disponga de sus medidas incorporará un término adicional, (EA(cc,h,j)), que se calculará de la siguiente forma:
EA(cc,h,j): Energía adicional a liquidar en la hora h al consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc del sistema eléctrico aislado j
EDCCm(cc,h,j):Energía demandada calculada a partir de las medidas del consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc del sistema j en la hora h, que se compone de la demanda calculada a partir de la medida tanto de los consumos de instalaciones conectados en la red de transporte como de los conectados en la red de distribución, de forma que:
EDCCp(cc,h,j): Energía programada del consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc del sistema j en la hora h.
5. La energía a liquidar a los distribuidores, con excepción del designado como distribuidor de cierre, cuando se disponga de la medida de su demanda de energía incorporará un término adicional, (EA(d,h,j), que se calculará de la siguiente forma:
EA(d,h,j): Energía adicional a liquidar en la hora h al distribuidor d del sistema eléctrico aislado j
EDDm(d,h,j): Energía liquidada en la hora h al distribuidor d del sistema j en la liquidación provisional con medidas definitivas de todos los agentes calculada en la forma establecida en el apartado 4.2 del artículo 11.
EDDp(d,h,j): Energía programada en la hora h del distribuidor d del sistema j
6. Las energías adicionales calculadas para los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho se liquidarán como menor energía para el agente de cierre en las liquidaciones realizadas en base a medidas que se describen en el apartado 4 del artículo 11.
Cálculo de la prima que complementa e/ precio medio peninsular Para cada grupo de generación en régimen ordinario del sistema eléctrico aislado j el valor de la prima de funcionamiento en la hora h se calculará por el Operador del Mercado quien los remitirá a la Comisión Nacional de Energía, de acuerdo con la siguiente fórmula:
cgvar(i,h,j): El coste variable en la hora h del grupo i del sistema eléctrico aislado j, calculado de acuerdo con el punto sexto, expresado en céntimos de Euro.
e(i,h,j): Energía neta medida en barras de central aportada por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora h, expresado en kWh.
PMP: Precio medio penínsular previsto en el Real Decreto por el que se aprueba la tarifa media o de referencia de cada año, expresada en céntimos de EuroikWh. Este precio incluye el cargo por servicios complementarios en el sistema peninsular y excluye el cargo por garantía de potencia.
Información a poner a disposición del operador del mercado por el operador del sistema para la realización de las liquidaciones Con objeto de que el operador del mercado pueda realizar las funciones señaladas en los subapartados b) y c) del artículo 5.1 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, el Operador del Sistema deberá poner a disposición del Operador del Mercado, la siguiente información:
1°. Diariamente antes de las 12 horas, el operador del sistema pondrá a disposición del operador del mercado la siguiente información referida a cada uno de los sistemas insulares y extrapeninsulares, y para cada hora h del día anterior:
a) Medida provisional de la energía producida por cada grupo generador del régimen ordinario, en barras de central.
b) Medida provisional de la energía producida por cada grupo generador del régimen especial que interviene en el despacho, en barras de central.
c) Coste de generación provisional de cada grupo generador del régimen ordinario.
d) Disponibilidad horaria de cada grupo generador en régimen ordinario.
2°. Igualmente diariamente, el operador del sistema pondrá a disposición del operador del mercado la siguiente información referida a cada uno de los sistemas insulares y extrapeninsulares, y para cada hora h del día siguiente:
a) Energía programada en barras de central adquirida por cada distribuidor.
b) Energía programada en barras de central adquirida por cada comercializador.
c) Energía programada en barras de central adquirida por cada consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho
Esta última información será puesta a disposición del Operador del Mercado 15 minutos después de la hora indicada en el Procedimiento de Operación correspondiente para que el operador del sistema reciba la información por parte de los agentes.
Esta información, junto con la señalada en el párrafo 1° anterior, será utilizada por el Operador del Mercado para la comprobación de la disponibilidad de garantías de pago por parte de los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho, de acuerdo con lo establecido en el mecanismo de gestión de estas garantías que será aprobado por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio tal como se establece en la disposición adicional segunda de esta orden.
3°. El Operador del Sistema pondrá a disposición del Operador del Mercado dentro de los 5 primeros días hábiles del mes m+1 el valor del coste de generación de cada grupo generador del régimen ordinario para cada hora del mes m, calculado conforme se establece en el apartado 2 del artículo 5.
4°. En el caso de que antes de que finalice el mes m+2, se haya producido alguna modificación de la información señalada en los dos apartados anteriores, con la que el operador del mercado realizó la primera liquidación del mes m, el Operador del Sistema pondrá a disposición del Operador del Mercado dentro de los primeros 5 días hábiles del mes m+3 los nuevos valores de las magnitudes que se modifican.
5°. Tan pronto como esté disponible en su totalidad, y siempre antes del día 30 del mes m+10, el operador del sistema pondrá a disposición del operador del mercado la siguiente información referida a cada uno de los sistemas insulares y extrapeninsulares, y para cada hora h del mes de liquidación m:
a) Medida definitiva de la energía producida por cada grupo generador del régimen ordinario, en barras de central.
b) Medida definitiva de la energía producida por cada grupo generador del régimen especial que interviene en el despacho, en barras de central.
c) Coste, provisional o definitivo, de generación de cada grupo generador del régimen ordinario.
d) Valor definitivo de la disponibilidad horaria de cada grupo de generación en régimen ordinario.
e) Energía definitiva adquirida por cada distribuidor, en barras de central.
f) Energía definitiva adquirida por cada comercializador, en barras de central.
g) Energía definitiva adquirida por cada consumidor que adquieren directamente la energía en el despacho, en barras de central.
6°. Una vez se hayan publicado los valores definitivos de los parámetros que sirven de base para el cálculo de los costes de generación de los grupos de régimen ordinario, el operador del sistema pondrá a disposición del operador del mercado, en un plazo no superior a 1 mes desde el momento en que se dispone de la totalidad de los parámetros anteriormente señalados, la información del coste definitivo de generación de cada grupo generador del régimen ordinario para cada hora del mes, distinguiendo la parte fija y la parte variable del mismo.
Información a remitir por el operador del mercado a la Comisión Nacional de Energía para el cálculo de las liquidaciones La Comisión Nacional de Energía realizará las liquidaciones mensuales provisionales de los conceptos definidos en los apartados 2 y 3 del artículo 18 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, utilizando para ello la información proporcionada por el Operador del Mercado.
Asimismo, tal y como se establece en el artículo 18.1 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, para realizar la función de liquidación de los costes de las actividades reguladas conforme a lo establecido en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, la Comisión Nacional de Energía deberá disponer del coste imputado por la adquisición de energía de cada distribuidor de los SEIE.
A los efectos anteriores, así como para su eventual utilización a efectos estadísticos, el operador del mercado remitirá a la Comisión Nacional de Energía para cada una de las liquidaciones provisionales establecidas en el artículo 10.2, así como para la liquidación definitiva definida en el artículo 10.3, dentro de los 5 días siguientes a la publicación de cada una de ellas, la siguiente información, que se referirá a cada uno de los sistemas insulares y extrapeninsulares, y para cada hora h del mes de liquidación:
e) Medida provisional e definitiva de la energía producida por cada grupo generador del régimen ordinario, en barras de central.
f) Medida provisional o definitiva de la energía producida por cada grupo generador del régimen especial, en barras de central.
g) Coste de generación provisional o definitivo de cada grupo generador del régimen ordinario, distinguiendo la parte fija y la parte variable del mismo.
h) Disponibilidad horaria provisional o definitiva de cada grupo de generación en régimen ordinario.
i) Precio final horario de generación provisional o definitivo.
j) Energía programada en barras de central adquirida por cada distribuidor, o, si se dispone de la totalidad de las medidas, provisionales o definitivas, energía en barras de central calculada en base a dichas medidas.
k) Coste de la energía en barras de central adquirida por cada distribuidor.
l) Energía programada en barras de central adquirida por cada comercializador, o, si se dispone de medidas, provisionales o definitivas, energía en barras de central calculada en base a las mismas.
m) Coste de la energía en barras de central adquirida por cada comercializador.
n) Energía programada en barras de central adquirida por cada consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho, o, si se dispone de medidas, energía en barras de central calculada en base a las mismas.
o) Coste de la energía en barras de central adquirida por cada consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho.
p) Importe provisional o definitivo de la liquidación complementaria que corresponde a cada grupo de generación en régimen ordinario.
q) Importe provisional o definitivo de la liquidación complementaria que corresponde a cada grupo de generación en régimen especial.
r) Prima provisional o definitiva de funcionamiento de cada grupo de generación en régimen ordinario, calculada conforme a lo establecido en el artículo 14 de la presente orden.
Los cobros y pagos de los sistemas peninsulares, extrapeninsulares e insulares podrán realizarse conjuntamente, sin perjuicio de que en los SEIE la facturación se calcule para cada sistema eléctrico aislado de forma independiente.
Tipo de interés mensual a aplicar y prima para 2006 A los efectos previstos en el artículo 12 de la presente orden para 2006 se fijan los siguientes valores del tipo de interés mensual (r) a aplicar y de la prima complementaria del tipo de interés (p) para incentivar a minimizar las diferencias entre programa y medida:
- tipo de interés anual r: Interés legal del dinero
- prima complementaria del tipo de interés p: ±1,5%
Plazo para la realización de las pruebas y valores transitorios de los parámetros a utilizar en el cálculo del combustible para las instalaciones existentes 1. Los titulares de las instalaciones en régimen ordinario existentes a la entrada de la presente Orden, dispondrán de un plazo máximo de tres años para realizar las pruebas que se establecen en el apartado 2 del artículo 6.
2. En tanto no se realicen las pruebas citadas en el apartado anterior o se fijen los parámetros de acuerdo con lo dispuesto en la presente Orden, los parámetros aplicables de los diferentes componentes del coste variable de generación serán los siguientes:
2.1 Para los grupos existentes a 31 de diciembre de 2001, los valores de los parámetros a, b y c son los reflejados en el Anexo I.Para los grupos que entren en explotación desde el 1 de enero de 2002 dichos valores serán los contenidos en el Anexo II.
2.2 Para los grupos existentes a 31 de diciembre de 2001, los valores de los parámetros a', b' y d son los reflejados en el Anexo III.Para los grupos que entren en explotación desde el 1 de enero de 2002 dichos valores serán los contenidos en el Anexo IV.
Los valores del parámetro d contenidos en los Anexos III y IV corresponden al año 2001 y 2002, respectivamente.
2.3 Para los grupos existentes a 31 de diciembre de 2001, los valores de los parámetros a'' y b'' son los reflejados en el Anexo V.Para los grupos que entren en explotación desde el 1 de enero de 2002 dichos valores serán los contenidos en el Anexo VI.
Los valores del parámetro a'' contenidos en los Anexos V y VI corresponden al año 2001 y 2002, respectivamente.
2.4 Para los grupos existentes a 31 de diciembre de 2001 los valores de consumo de combustible utilizado de cada grupo i durante el periodo que se encuentra en situación de reserva caliente ccrc(i,) son los reflejados en el Anexo VII de la presente Orden.
2.5 El valor del parámetro a''(i,h,j) se fija para cada grupo en el 5% de los valores unitarios correspondientes al coste de garantía de potencia de cada grupo, sólo para aquellos grupos que tengan una banda de regulación asignada y que respondan bajo un sistema automático de control de la generación (AGC).
3. Transcurrido el período transitorio establecido en el apartado uno de la presente disposición para aquellos grupos a los que no se hubieran realizado las pruebas correspondientes, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá modificar, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, los parámetros transitorios que se fijan en el apartado 2 anterior.
Equipos de medida en puntos frontera transporte-distribución 1. En cada uno de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, en tanto exista un único distribuidor, sin considerar los acogidos a la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, que además sea el propietario de toda la red de transporte, no será necesaria la instalación de equipos de medida en los puntos frontera entre transporte y distribución de energía eléctrica
2. En tanto subsista el único distribuidor en los términos establecidos en el párrafo anterior, a los efectos de la aplicación del procedimiento de liquidación la variable que define la energía medida en las fronteras entre transporte y distribución EMF (d,h,j), no tendrá ningún valor, omitiéndose su presencia a efectos de la aplicación de todas las expresiones en las que interviene.

References: Artículo 6
 artículo 15
 artículo 10
 artículo 13
 resolución 
 artículo 18
 Real Decreto 
 artículo 18
 Real Decreto 
 artículo
6
 artículo 33
 Real Decreto 
 artículo 12
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 artículo 15
 artículo 10
 artículo 4
 Real Decreto 
 artículo 13
 artículo 13
 real decreto 
 real decreto 
 real decreto 
 real decreto 
 artículo 13
 artículo 13
 artículo 13
 artículo 13
 artículo 11
 artículo 11
 artículo 11
 Real Decreto 
 artículo 11
 artículo 11
 Real Decreto 
 artículo 11
 Artículo 12
 artículo 11
 resolución 
 artículo 11
 artículo 11
 Real Decreto 
 artículo 5
 Real Decreto 
 artículo 5
 artículo 18
 Real Decreto 
 artículo 18
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 artículo 10
 artículo 10
 artículo 14
 artículo 12
 artículo 6