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Timestamp: 2017-07-23 18:41:48+00:00

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UNESA - RD134
Inicio SECTOR ELÉCTRICO La regulación eléctrica en España y Europa Regulación del Sistema Eléctrico Español RD134
REAL DECRETO 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica
Artículo Único - DAU - DTU - DF1 - DF2 - DF3 - DF4 - Anexo 1 - Anexo 2 - Anexo 3
Artículo único. Aprobación del procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro. (Modificado por art. 1.1 del Real Decreto 1221/2010)
Estas centrales presentarán a la Comisión Nacional de Energía una carta de compromiso de adquisición de carbón autóctono hasta 2012 por cada uno de los suministradores, incluido el gestor del almacenamiento estratégico temporal de carbón, según se define en el anexo II. Dicha carta deberá presentarse en el plazo de dos meses a contar desde el día de la entrada en vigor de este real decreto.
3. En el anexo III, se definen los derechos de cobro de aquellas centrales termoeléctricas de generación que vean reducidos sus programas en la resolución de las restricciones por garantía de suministro.
Disposición adicional única. Informes sobre los efectos de la aplicación del procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro.
Disposición transitoria única. Aplicación del procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro. (Modificada por art. 1.2 del Real Decreto 1221/2010)
El procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro que se regula en el artículo 1 será de aplicación hasta el 2014, o en fecha anterior que se fije por el Ministro de Industria, Turismo y Comercio si cesan las circunstancias excepcionales que han motivado este real decreto.
«Artículo 12. Restricciones por garantía de suministro y técnicas.
Disposición final tercera. Desarrollo normativo. (Modificada por art. 1.3 del Real Decreto 1221/2010)
1. En un plazo máximo de dos meses a partir de la publicación de este real decreto, el Operador del Sistema deberá presentar al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio una propuesta de revisión de los procedimientos de operación afectados por lo establecido en este real decreto.
Primero. Resolución de las restricciones por garantía de suministro al programa diario base de funcionamiento.– Antes de las 14:00 horas de cada jueves, el operador del sistema establecerá un plan de funcionamiento para la semana eléctrica inmediata siguiente, para las centrales que utilizan carbón autóctono como combustible, comunicando a cada titular de dichas centrales su plan de funcionamiento. Se entenderá por semana eléctrica el periodo comprendido entre las 0:00 horas de cada sábado y las 24:00 horas del viernes inmediato siguiente. Estos planes semanales se elaborarán de forma que el consumo de carbón autóctono anual no supere las cantidades previstas en el «Plan Nacional de Reserva Estratégica de Carbón 2006-2012 y Nuevo Modelo de Desarrollo Integral y Sostenible de las Comarcas Mineras». (Modificado por art. 1.4 del Real Decreto 1221/2010)
En el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, el operador del sistema realizará las modificaciones de programa necesarias para incluir, de acuerdo con el plan de funcionamiento semanal, en su caso actualizado, y comunicado a los sujetos del mercado, la generación térmica con centrales que utilizan carbón autóctono como combustible que hayan sido determinadas por el Ministro de Industria Turismo y Comercio hasta el límite máximo establecido en el artículo 25 de la Ley 54/1997, de 27 noviembre, siempre que este límite máximo implique, en el periodo anual correspondiente, el consumo de unas cantidades de carbón autóctono no mayores a las previstas en el mencionado «Plan Nacional de Reserva Estratégica de Carbón 2006-2012 y Nuevo Modelo de Desarrollo Integral y Sostenible de las Comarcas Mineras» para ese año.
Segundo. Unidades que participan en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro en el programa diario base de funcionamiento.– Para la resolución de restricciones por garantía de suministro se modificarán los programas para incluir la generación térmica con centrales que utilizan carbón autóctono como combustible, participando las centrales habilitadas por el Ministro de Industria Turismo y Comercio, según lo dispuesto en el anexo II.
2. Los aumentos de energía así programados y efectivamente realizados sobre el programa diario base de funcionamiento, serán retribuidos de según la metodología de cálculo establecida en el anexo II para la correspondiente instalación. (Modificado por art. 1.5 del Real Decreto 1221/2010)
Cuarto. Solución de los desequilibrios entre producción y demanda derivados de la resolución de restricciones por garantía de suministro. (Modificado por art. 1.6 del Real Decreto 1221/2010)
2. En este mecanismo específico de reducción de programas, participarán todas las instalaciones térmicas de producción de régimen ordinario emisoras de CO2, a excepción de aquellas instalaciones de régimen ordinario que realicen actividades de cogeneración o a las que aplique la prima que se establece en los artículos 45 y 46 y en la disposición adicional sexta del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, que no estén incluidas en el anexo II y tengan un programa de venta de energía en el programa diario base de funcionamiento correspondiente al día siguiente.
3. La reducción de los programas de estas instalaciones de producción se efectuará teniendo en cuenta el orden de mérito descendente de los niveles de emisión de CO2 de las distintas instalaciones de producción, con respeto de las limitaciones de programa que sea preciso establecer sobre dichas instalaciones por razones de seguridad del sistema eléctrico.
La Comisión Nacional de Energía supervisará y hará públicos los valores de emisión de CO2 de cada una de las instalaciones térmicas de producción, comunicados por los sujetos titulares de las mismas, como paso previo a la utilización de estos valores en este proceso. Los valores de emisión comunicados a estos efectos deberán ser coherentes con el contenido de los informes verificados de emisiones que el titular haya notificado en el marco de la Ley 1/2005, de 9 de marzo, por la que se regula el régimen de comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero.
En caso de que los valores de emisión de CO2 de las instalaciones para una tecnología estén en un rango inferior al 5 por ciento de desviación con respecto a la media por tecnología se tendrá en cuenta el criterio de minimización del impacto económico en el sistema en la priorización de la reducción de los programas, para lo que se establecerá un proceso de subasta con carácter mensual que garantice la minimización de dicho impacto económico. Dicho proceso de subasta será realizado por la Comisión Nacional de Energía.
4. Las unidades cuyo programa resulte reducido en este proceso para la compensación de las modificaciones por solución de restricciones por garantía de suministro, tras la incorporación también de aquellas modificaciones de programa para la resolución de restricciones técnicas cuyo saldo neto horario represente una reducción del programa base de funcionamiento, tendrán asociada una obligación de pago al precio del mercado diario y, siempre que la reducción de programa aplicada en el programa base de funcionamiento se mantenga de forma efectiva, generarán un derecho de cobro que se define en el anexo III.
Posteriormente, estas unidades no podrán ofertar a subir en los mercados intradiarios salvo para mantener sus mínimos técnicos de funcionamiento. El incumplimiento de este requisito será sancionado en los términos que resultan de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.
2. El saldo de los derechos de cobro establecidos en los apartados tercero y cuarto y de las obligaciones de pago del apartado cuarto será sufragado con cargo al saldo resultante de la diferencia entre los ingresos derivados de la financiación de los pagos por capacidad y los costes correspondientes a su retribución antes de su liquidación a la Comisión Nacional de Energía. El saldo restante tendrá la consideración de ingreso o coste liquidable del sistema a los efectos previstos en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento. (Modificado por art. 1.7 del Real Decreto 1221/2010)
Sexto. Supervisión.– Sin perjuicio de lo establecido en la disposición adicional undécima, punto tercero 1, función undécima, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, en relación con el título X de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, la Comisión Nacional de Energía, en el ejercicio de la función duodécima de la disposición adicional undécima, podrá solicitar la información que considere necesaria.
ANEXO II (Modificado por art. 1.8 del Real Decreto 1221/2010)
Los precios de retribución de la energía y el volumen máximo de producción para cada año que puede ser programado en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro serán fijados para cada central anualmente por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía. Igualmente, la Secretaría de Estado de Energía podrá autorizar trasvases de carbón entre centrales para una mejor gestión del stock acumulado fijando la nueva retribución y volumen máximo de las centrales afectadas.
Si como consecuencia de indisponibilidades sobrevenidas debidamente justificadas, conforme se establece en el apartado anterior, la diferencia entre las cantidades correspondientes al volumen máximo de producción del año y las realmente producidas se tendrá en cuenta para la fijación del volumen máximo de producción durante el periodo de vigencia del mecanismo.
2. Las cantidades de carbón autóctono a adquirir por los titulares de las centrales a que se refiere el apartado anterior para cumplir los volúmenes máximos de producción que pueden ser programados en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro serán las que se fijen para cada año por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía.
3.1 Los precios de retribución de la energía de las centrales obligadas a participar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro corresponderán con el coste unitario de generación del grupo para una producción anual correspondiente al volumen máximo de producción programable por garantía de suministro.
Cuando alguna de estas centrales resulte programada en el programa base de funcionamiento y el volumen máximo de producción programado no haya sido alcanzado, la diferencia entre el precio horario resultante en el mercado diario y el coste unitario de generación que se define en el apartado siguiente generará una obligación de pago del titular de la central en el proceso de liquidación de las restricciones por garantía de suministro. La energía producida se tendrá en cuenta a la hora de determinar la energía pendiente para alcanzar el volumen máximo de producción para cada año que puede ser programada en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.
3.2 El coste unitario de generación de los grupos para una producción anual correspondiente al volumen máximo de producción programable por garantía de suministro incluirá el coste de combustible puesto en central, el coste financiero del carbón autóctono almacenado, el coste variable de operación y mantenimiento, los costes fijos y el coste de emisión de CO2. Estos costes se calcularán para cada central i de acuerdo con la siguiente fórmula:
CG (i) = CCi +Cfi + CVOMi + CFi + CO2i
1.000 × FCAi ×
PRCAi ×
+ 1.000 × (1 – FCAi) ×
+ PRLi )
PCSi’
FCAi Es el tanto por uno de carbón autóctono en energía, que será acreditado ante la Comisión Nacional de Energía por los titulares de las instalaciones.
PRCAi Son los precios de adquisición del carbón autóctono para cada central, expresados en €/t que incorporan las correcciones por motivos de calidad. Estos precios serán calculados a partir de los de 2009 que se incrementarán un 2% anual hasta el año 2012. En el caso del almacenamiento estratégico temporal de carbón (AETC) se considerarán además los costes logísticos y de gestión. Al finalizar cada ejercicio, las centrales que hubieran fijado un precio de adquisición inferior al considerado, liquidarán al operador del sistema el exceso de retribución por este concepto según se establezca por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía.
ConsEspi es el consumo específico de la central expresado en te PCS/kWh en barras de central. Para cada una de las centrales se tomarán los siguientes:
Consumo Específico (te de PCS / kWh bc)
Anualmente, estos parámetros se actualizarán por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía.
PCSi y PCS’i son los poderes caloríficos superiores del carbón autóctono y del combustible de referencia de la central i expresados en te PCS/t, donde el primero deberá ser acreditado ante la Comisión Nacional de Energía por la empresa propietaria de cada central.
C$€: Cambio del dólar frente al euro (en $/€). Para la conversión de dólares USA a euros se tomará la media de los tipos de cambio diarios dólar USA-euro publicada por el Banco Central Europeo y correspondiente al periodo de cálculo del precio del combustible. Si en alguno de los días del período de aplicación de precio, el ratio de conversión del USD/EUR no estuviera disponible, entonces, se utilizaría la tasa de conversión USD/EUR del último día laborable.
Pp es el precio de referencia de la hulla importada, tal como figura en el anexo III, donde se especifica el procedimiento de cálculo y que será revisado con carácter anual. En el caso de que se utilicen otros combustibles se ponderará su precio en función de los precios internacionales de estos combustibles.
Cfi: Coste financiero unitario, expresado en Euros/MWh. Es el coste del carbón autóctono almacenado superior al stock de seguridad (equivalente a un consumo de 720 horas). Se calculará aplicando el tipo de interés del EURIBOR más 150 puntos básicos a la cantidad de carbón autóctono almacenado superior al stock de seguridad valorado al precio de adquisición del stock existente. Además se consideran como coste unas mermas del 1 % para las hullas y antracitas y del 2 % para el lignito negro. La suma de las cantidades dividida por el volumen máximo de producción programable por garantía de suministro para el año que se calcula dará como resultado el coste financiero unitario.
Al finalizar cada ejercicio, las centrales que hubieran funcionado mayor número de horas que las consideradas correspondiente al volumen máximo de producción programable por garantía de suministro que se haya fijado para el mismo, liquidarán al operador del sistema el exceso de retribución en concepto de coste financiero por dicho exceso.
CFi = (CFOMi × Pi+ CITi) / Epi)
CFOMi Coste fijo de operación y mantenimiento unitario, expresado en Euros/MW. El coste fijo de operación y mantenimiento para cada central será de 33.000 €/MW de coste por grupo generador o, para la central de gasificación integrada, 140.000 €/MW a precios de 2010. Además, se considerarán 5.000 €/MW, si cuenta con planta de desulfuración, a precios de 2010.
Ai: Retribución por amortización anual de la inversión del grupo i, expresada en euros. La amortización de la inversión será lineal considerando una vida útil de 10 años para las inversiones en desulfuración y 6 años para amortización de la planta de gasificación integrada.
Rin = VNIin x Trn
VNIi: Valor neto de la inversión del grupo i expresada en euros. Para su cálculo se tomarán como valores iniciales a 31 de diciembre de 2009 una inversión de 60.000 miles de euros para los grupos que cuentan con planta de desulfuración. En el caso de la planta de gasificación integrada se tomará el valor de la inversión no amortizada a 31 de diciembre del año 2009.
(Trn): Tasa financiera de retribución a aplicar en el año n. Se corresponderá con el valor del EURIBOR a tres meses más 150 puntos básicos. Dicho valor se revisará anualmente con el valor del EURIBOR de la media de las cotizaciones del mes de noviembre del año anterior a la fecha de la actualización.
Epi: Energía programada para el año, en MWh.
Al finalizar cada ejercicio, las centrales que hubieran producido un volumen de energía eléctrica superior al volumen máximo de producción programable por garantía de suministro que se haya fijado, liquidarán al operador del sistema el exceso de retribución en concepto de coste fijo por dicha diferencia previa resolución de la Secretaría de Estado de Energía.
CO2i: El coste unitario de emisión del CO2 en Euros/MWh, para lo que se aplican los últimos factores de emisión disponibles de cada grupo generador (en ton CO2 por MWh generado). Para el cálculo del valor del derecho de emisión, para cada ejercicio se tomará la cotización media del EUA Futures Contracts del mes de noviembre en el mercado ECX para el año siguiente.
4. Para el año 2010 los volúmenes máximos para cada central se fijarán prorrateando en función del número máximo de horas en que este mecanismo es de aplicación.
ANEXO III (Suprimido por art. 1.9 del Real Decreto 1221/2010)
1.1 Las unidades que utilicen como combustible carbón de importación o fuel cuyo programa resulte reducido en este proceso para la compensación de las modificaciones por solución de restricciones por garantía de suministro, tras la incorporación también de aquellas modificaciones de programa para la resolución de restricciones técnicas cuyo saldo neto horario represente una reducción del programa base de funcionamiento, y la reducción de programa aplicado en el programa base de funcionamiento se mantenga de forma efectiva, generarán un derecho de cobro que se determinará a partir del precio resultante del mercado diario, de la cotización del combustible utilizado y de los precios de los derechos de emisión de CO2 en los mercados internacionales que serán revisados semestralmente por la Dirección General de Política Energética y Minas y, excepcionalmente, se revisarán los precios resultantes si sus valores experimentan variaciones superiores a un 20%. El cálculo se realizará como sigue:
RSi = ∑ [EDij · (MAX (PMDj – PRic ;0) + mi)]
j Donde:
RSi: Derecho de cobro por el servicio prestado por la central i, en €.
EDij: Energía programada en el programa diario base de funcionamiento de todos los grupos de la central i en la hora j que ha resultado reducida por el operador del sistema en la resolución del mecanismo por restricciones de garantía de suministro.
PMDj: Precio resultante de la casación del mercado diario en la hora j.
PRic: Precio de referencia del combustible c utilizado por la central i, basado en la cotización internacional CIF en el mercado spot del precio del combustible utilizado y del precio de los derechos de emisión de CO2, según se define en el apartado 2 de este anexo.
mi: Margen comercial unitario a reconocer a la central i. Este margen se aplicará a las centrales i que a la entrada en vigor del presente Real Decreto tengan suscritos contratos a largo plazo de suministro de combustible en las condiciones establecidas en el apartado 1.3 de este anexo.
1.2. El precio de referencia del combustible c utilizado por el grupo generador i, PRic, se compone de los siguientes términos:
PRic = ai × PRip + bi + PRiCO2
ai:y bi: Son los parámetros fijados en los contratos de compra de combustibles de la central i, donde ai es el descuento sobre el precio del combustible de referencia internacional y bi representa los costes fijos de combustible independientes de la cotización del combustible de referencia internacional. Las empresas titulares de estas centrales presentarán a la Comisión Nacional de Energía, en el plazo de 10 días, los valores de estos parámetros de cada una de sus centrales y ésta elaborará un informe y propuesta de aplicación del parámetro para cada central y lo remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas quien resolverá autorizando las centrales que tienen derecho a un coeficiente ai distinto de la unidad o de bi distinto de 0.
PRip: Es el precio de referencia del producto aplicable a la central i, que utiliza el combustible p expresado en Euros/MWh.
PRiCO2: Precio de referencia de los derechos de emisión de CO2 aplicable a la central i, expresado en Euros/MWh.
PRip y PRiCO2 se fijarán semestralmente por la Dirección General de Política Energética y Minas, en los meses de enero y julio, y se calcularán como se indica a continuación:
1.2.1 PRip: El precio de referencia del producto p aplicable a la central i se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
PRip =
C$€ × Pci × Fc × Re
Pp: Los precios del producto por tipo de combustible se fijarán semestralmente por la Dirección General de Política Energética y Minas, en los meses de enero y julio, bajo la consideración de los siguientes índices y cotizaciones, expresados en $/tn dependiendo del tipo de combustible:
Para la hulla importada, será igual al precio medio forward del API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus y se calculará como la media aritmética de las cotizaciones diarias de los últimos veinte días disponibles previos a su fijación para el semestre inmediatamente posterior.
Para el Fuel Oil 1 por ciento, será igual a la media aritmética de las cotizaciones altas de Fuel Oil 1 por ciento en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan y se calculará como la media de las cotizaciones mensuales, correspondientes al semestre inmediatamente anterior.
Pci: Poder calorífico inferior del combustible utilizado valorado en te/t. Los valores del poder calorífico inferior del combustible utilizado por un grupo i, serán los siguientes:
Pci (te/t)
Rei: Rendimiento del grupo, expresado en tanto por uno. Los valores del rendimiento en función del combustible utilizado por cada grupo i, serán los siguientes:
Rei (%)
Fc: 1,163 x 10–3 MWh/te.
1.2.2 PRiCO2: El precio de referencia de los derechos de emisión de CO2 aplicable a la central i, se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
PRiCO2 = PCO2 x FEi
PCO2: son los precios medios de la tonelada equivalente de CO2 en los períodos, comprendidos en cada semestre del año para los que se determina el precio PRiCO2. Se calcularán como la media del precio al contado de cada uno de los días del período correspondiente de la tonelada equivalente de CO2 en el mercado de ECX (European Climate Exchange) (en €/tCO2). Los días de negociación se considerará el precio de cierre del mercado, y el resto de los días se considerará el precio de cierre del último día de negociación anterior.
FEi: es el factor de emisión de una instalación expresado en toneladas equivalentes de CO2 por megavatio hora.
Los factores de emisión de cada instalación se determinarán utilizando los datos de emisiones notificados por las mismas en el ámbito de la Ley 1/2005, de 9 de marzo, por la que se regula el régimen de comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero.
1.3 Para que una central i, que a la entrada en vigor del presente Real Decreto tenga suscrito contratos a largo plazo de suministro de combustible que incluyan cláusulas del tipo «take or pay», tenga derecho al reconocimiento del margen unitario mi a que se refiere el apartado 1, deberá presentar los contratos de suministro de combustible correspondientes a la Comisión Nacional de Energía antes del 1 de junio de 2010. La Comisión Nacional de Energía, en el plazo de 10 días, a la vista de los contratos elaborará un informe y propuesta de aplicación del margen para cada central y lo remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas quien resolverá autorizando las centrales que tienen derecho a la aplicación de un margen, la cuantía del mismo y el plazo máximo de aplicación.
En el caso de que los contratos no incluyan cláusulas del tipo «take or pay» pero constituyan compromiso de compra firme, la Dirección General de Política Energética y Minas tendrá en cuenta, si existiesen, los costes resultantes de la renegociación o cancelación de estos contratos con el proveedor.
Igualmente se incorporarán los posibles costes del daño emergente en las centrales, en los que se considerarán, entre otros, los mayores costes unitarios de transporte y de operación y mantenimiento como consecuencia de la reducción de actividad en la central.
Las unidades que utilicen como combustible gas natural cuyo programa resulte reducido en este proceso para la compensación de las modificaciones por solución de restricciones por garantía de suministro, tras la incorporación también de aquellas modificaciones de programa para la resolución de restricciones técnicas cuyo saldo neto horario represente una reducción del programa base de funcionamiento, y la reducción de programa aplicado en el programa base de funcionamiento se mantenga de forma efectiva, generarán un derecho de cobro igual al precio resultante del proceso de la subasta de resolución de restricciones por garantía de suministro definido en el último párrafo del punto 3 del apartado cuarto del anexo I.
Dichas subastas tendrá carácter mensual y se celebraran con dos meses de antelación. El Ministro de Industria Turismo y Comercio fijará las condiciones y el procedimiento de funcionamiento y participación en dichas subastas.

References: REAL DECRETO 
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 artículo 1
 Real Decreto 
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 Real Decreto 
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 artículo 25
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