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Timestamp: 2020-08-06 08:10:01+00:00

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BOE.es - Documento consolidado BOE-A-2010-9417
Documento consolidado BOE-A-2010-9417
«BOE» núm. 145, de 15/06/2010.
BOE-A-2010-9417
https://www.boe.es/eli/es/o/2010/06/11/itc1559/con
Modificación publicada el 16/09/2011
Texto inicial publicado el 15/06/2010
Incluye la corrección de errores publicada en BOE núm. 194, de 11 de agosto de 2010. Ref. BOE-A-2010-12972.
Se establece, a su vez, que la información relativa a los parámetros a’’, b’’ y d –correspondientes a los costes de arranque y a los costes de operación y mantenimiento–, que no se obtiene de las pruebas técnicas de rendimiento de los grupos dado su carácter puramente económico, sea remitida directamente a la Dirección General de Política Energética y Minas para su aprobación.
Los apartados 3.3 y 3.4 del artículo 7 de la 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, establecen las referencias para la fijación del precio del Fuel 1250”, Redwood, del Fuel Oil n.° 1 y del Diesel Oil consumidos en los SEIE, interviniendo para ello la cotización del Gasoil 0,2 por ciento en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan.
Debido a la necesidad de utilizar Gasoil 0,1 por ciento, mediante la Orden ITC/1857/2008, de 26 de junio, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de julio de 2008, se modificó la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, para recoger este nuevo combustible. Al mismo tiempo, no se modificaron las referencias al Gasoil 0,2 por ciento incluidas en la determinación de los precios del Fuel 1250"» Redwood, del Fuel Oil n.° 1 y del Diesel Oil, por mantenerse aún la cotización del mismo en el Platts European Marketscan.
Redactado conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 194, de 11 de agosto de 2010. Ref. BOE-A-2010-12972.
Artículo 2. Establecimiento del precio del gas natural a efectos de la retribución de los grupos de generación del sistema eléctrico balear.
1. El valor prc(i,h,j) definido en el artículo 6 de la 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, correspondiente a los grupos generadores del sistema eléctrico balear cuando utilicen gas natural, se calculará de acuerdo con la siguiente expresión:
PC: Poder calorífico del gas natural consumido por el grupo, aplicado en la facturación mensual, expresado en kWh/m3.
ρr: Densidad relativa del gas natural consumido por el grupo correspondiente en el periodo de facturación y proporcionada por el Gestor Técnico del Sistema.
ρaire: Densidad del aire de 1,2215 kg/m3, calculada según la metodología CIPM-1981/91, tomando una temperatura ambiente de 15º C, una humedad relativa del 50% y una presión relativa de 1013,25 hPa.
C(€) = V × [Pm × (1 + mr + mt) + ATRv]
CAF= ATRf + FC
6. A efectos del despacho de costes variables de generación, el valor de prc(i,h,j) a utilizar en el semestre siguiente será el que resulte del cálculo de la media de los últimos valores de prc(i,h,j) aprobados con carácter definitivo de todos los grupos pertenecientes a un mismo territorio no peninsular.
Se modifican los apartados 2, 4 y se añaden los apartados 5 y 6 por la disposición final 3 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio. Ref. BOE-A-2015-8646.
Redactados los apartados 1 y 2 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 194, de 11 de agosto de 2010. Ref. BOE-A-2010-12972.
Última actualización, publicada el 01/08/2015, en vigor a partir del 01/09/2015.
Texto original, publicado el 15/06/2010, en vigor a partir del 16/06/2010.
Artículo 3. Establecimiento del precio del Fuel Oil BIA 0,7-0,73 a efectos de la retribución de los grupos de generación del sistema eléctrico canario.
Redactado el apartado 1.1 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 194, de 11 de agosto de 2010. Ref. BOE-A-2010-12972.
Disposición adicional segunda. Incumplimiento en relación con la obligación del Plan de Instalación de Interruptores de Control de Potencia.
Redactado el apartado 1.a) conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 194, de 11 de agosto de 2010. Ref. BOE-A-2010-12972.
Disposición transitoria primera. Adaptación de los grupos de generación del sistema eléctrico balear con motivo del cambio de combustible a gas natural.
Se modifica el párrafo último por la disposición final 1 de la Orden ITC/2452/2011, de 13 de septiembre. Ref. BOE-A-2011-14782.
Redactado el apartado 3 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 194, de 11 de agosto de 2010. Ref. BOE-A-2010-12972.
Última actualización, publicada el 16/09/2011, en vigor a partir del 17/09/2011.
Disposición transitoria segunda. Plazo para la realización de las pruebas de rendimiento para la determinación de parámetros para los grupos de generación existentes.
Se modifica la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo de 2006, 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, como sigue:
«Artículo 6 bis. Parámetros aplicables al coste variable de generación horario.
1. La Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, aprobará los parámetros utilizados para el cálculo de los componentes del coste variable definidos en el artículo 6: el coste variable de combustible (a, b, c), el coste de arranque (a’, b’ y d), el coste variable de operación y mantenimiento (a’’ y b’’), el coste de reserva caliente (ccrc) y el coste de banda de regulación (a’’’).
2. La información económica necesaria para la determinación de los parámetros a’’, b’’ y d, correspondientes a los costes de operación y mantenimiento y a los costes de arranque, será remitida por la empresa propietaria de los grupos directamente a la Dirección General de Política Energética y Minas, en la forma y plazos que ésta determine.
Los parámetros d y a’’ se actualizarán anualmente con el IPC previsto en la tarifa menos 100 puntos básicos.
Dos. Se modifican los apartados 3.3 y 3.4 del artículo 7, que quedan redactados del siguiente modo:
«3.3 Para el Fuel 1250’’ Redwood y el Fuel Oil n.° 1 (2,7 por ciento de azufre), se establecerá por composición porcentual en peso de la media aritmética de las cotizaciones altas de Gasoil 0,1 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.
«Artículo 8. Información a utilizar para realizar las liquidaciones.
«Artículo 11. Energías a liquidar.
EDC(c,h,j) = ∑ta EDC (c,h,j,ta)
EDC (c,h,j,ta) = ∑nt [MPFCnt,ta (c,h,j) × (1 + CPERnt,ta (h,j))]
MPFCnt,ta(c,h,j) Suma de las medidas de la energía consumida en los puntos frontera de consumidores del comercializador o consumidor directo c a nivel de tensión nt y tarifa de acceso ta, en la hora h y en el sistema eléctrico aislado j
CPERnt,ta(h,j) Coeficiente de pérdidas para contratos de acceso en puntos de suministro a consumidores con nivel de tensión nt y tarifa de acceso ta y para el periodo tarifario que corresponda para la hora h en el sistema eléctrico aislado j establecido para tarifa de acceso ta en la normativa vigente.
EDCp(c,h,j) Energía correspondiente a la previsión de demanda para la hora h del comercializador o consumidor directo c, que están obligados a comunicar al Operador del Sistema según se establece en el artículo 4 del Real Decreto 1747/2003 de 19 de diciembre. A estos efectos los programas de energía estarán referidos directamente a barras de central.
SALDOENE (c,h,j)= SALDOENE(h,j) × EDCp(c,h,j)/ ∑cEDCp(c,h,j)
CIERRE(h,j) = PRTD (h,j) - ∑ta ∑nt [MPFCc,nt,ta × CPERnt,ta]
∑e e(e,h,j) + ∑ta∑nt MPFCc,nt,ta + PRTD(h,j) = 0
CIERRE(h,j) = -∑e e(e,h,j) - ∑ta ∑nt MPFCc,nt,ta - ∑ta ∑nt [MPFCc,nt,ta × CPERnt,ta]
CIERRE(h,j) = - ∑e e(e,h,j) - ∑c EDC (c,h,j)”
PCAP(c,h,j) = ∑t EDC(c,h,j,ta) * PCAP(h,ta)
PCAP(c,h,j): Coste del pago por capacidad para la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h
EDC(c,h,j,ta): Energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h en la tarifa de acceso ta. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 2 del artículo 11.
CDSV(c,h,j) = Abs(EDC(c,h,j) - EDCp(c,h,j)) * CDSVPEN (h)
CAG(e,h,j): Coste de la energía adquirida por el generador 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 e del sistema extrapeninsular j.
«Artículo 14. Cálculo de la prima que complementa el precio medio peninsular.
PrF(i,h,j) = [D/S(i,h,j) * D/S(h)] / E(i,h,j)
Disposición final segunda. Modificación de la Orden ITC/2370/2007, de 26 de julio, por la que se regula el servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energía en el mercado de producción.

References: artículo 7

Artículo 2
 artículo 6
 Real Decreto 

Artículo 3
 artículo 6
 artículo 7
 artículo 4
 Real Decreto 
 artículo 11