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BOE.es - Documento BOE-A-2009-10328
Documento BOE-A-2009-10328
«BOE» núm. 151, de 23 de junio de 2009, páginas 52252 a 52279 (28 págs.)
BOE-A-2009-10328
https://www.boe.es/eli/es/o/2009/06/22/itc1659
Artículo 3. Extinción del suministro a tarifa.
Artículo 5. Facturación de suministros a tarifa pendientes.
Artículo 6. Definición de las tarifas de último recurso.
Opcionalmente, los consumidores acogidos a esta tarifa que dispongan del equipo de medida, podrán acogerse a la modalidad con discriminación horaria que diferencie dos periodos tarifarios al día, periodo 1 y periodo 2.
Artículo 7. Estructura general de las tarifas de último recurso.
Artículo 8. Determinación de la tarifa de último recurso.
TPU	Término de potencia de la tarifa de último recurso.
TPA	Término de potencia de la tarifa de acceso.
MCF	Margen de comercialización fijo, expresado en Euros/kW y año.
Subíndice que identifica el período tarifario. Tomará los siguientes valores:
Término de energía de la tarifa de último recurso en el periodo tarifario p.
Término de energía de la tarifa de acceso en el periodo tarifario p.
Coste estimado de la energía suministrada en el período p, medida en el contador del consumidor.
Artículo 9. Determinación del coste estimado de la energía.
1. El coste estimado de la energía se calculará para cada trimestre y periodo tarifario (p1 y p2) de acuerdo con la siguiente fórmula:
CEp = [(CEMDp + SAp) × (1 + PRp) + CAPp] × (1 + PERDp)
Coste estimado de la energía en el mercado diario asociada al suministro en el periodo tarifario p.
Sobrecoste de los servicios de ajuste del sistema, asociados al suministro en el periodo tarifario p.
Prima por riesgo al que se encuentra sujeto el comercializador de último recurso de acuerdo con la política de compras de contratos referidos al periodo tarifario p.
Pago por capacidad de generación correspondiente al consumo en el período p.
Coeficiente de pérdidas estándares establecido en la normativa para elevar a barras de central el consumo leído en contador del consumidor en el periodo tarifario p.
2. En el caso de las tarifas sin discriminación horaria, el coste estimado de la energía en el mercado diario, CEMDP0, se calculará ponderando el coste estimado de la energía en el mercado diario en los periodos tarifarios P1 y P2 como sigue:
CEMDP0 = (EP1 × CEMDP1 + EP2 × CEMDP2) / (EP1 + EP2)
CEMDP0
Coste estimado de la energía en el mercado diario asociada al suministro en el periodo tarifario 0.
Energía a suministrar en el periodo tarifario P1, de acuerdo con los perfiles iniciales de consumo previstos para el trimestre correspondiente aprobados por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
Energía a suministrar en el periodo tarifario P2, de acuerdo con los perfiles iniciales de consumo previstos para el trimestre correspondiente aprobados por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
Artículo 10. Determinación del coste estimado de la energía en el mercado diario.
CEMDp = (αp,valle × Ep,valle × CCvalle + αp,vpunta × Ep,punta × CCpunta) / (Ep,valle + Ep,Punta)
Sobrecoste de apuntamiento para el consumo en el periodo tarifario p, en las horas consideradas valle, calculado como el ratio entre el coste de la energía en el mercado diario gestionado por el Operador del Mercado Ibérico - Polo Español en las horas comprendidas en el periodo tarifario p incluidas en el periodo valle con el perfil de consumo inicial de estos consumidores y el coste de la energía con un perfil de consumo plano durante el período valle, todo ello calculado con los datos correspondientes al mismo trimestre del año anterior. Se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
NHp,valle
Número de horas del periodo tarifario p incluidas en las horas consideradas valle en el trimestre correspondiente del año anterior.
NHvalle
Número de horas valle en el trimestre correspondiente del año anterior.
Ep,hvalle
Energía suministrada en el periodo tarifario p, durante la hora h considerada valle, en el trimestre correspondiente del año anterior.
Pp,hvalle
Coste de la energía en el mercado diario gestionado por el Operador del Mercado Ibérico - Polo Español Energía en el periodo tarifario p, durante la hora h considerada valle, en el trimestre correspondiente del año anterior.
Phvalle
Coste de la energía en el mercado diario gestionado por el Operador del Mercado Ibérico - Polo Español Energía durante la hora h considerada valle, en el trimestre correspondiente del año anterior.
Energía suministrada en el periodo tarifario p, durante las horas consideradas valle de acuerdo con los perfiles iniciales de consumo, en el trimestre correspondiente del año anterior.
CCvalle
Coste de los contratos mayoristas con entrega en el bloque de valle, considerando que son horas valle aquellas que no son punta. Se calculara de acuerdo con la siguiente fórmula:
CCvalle = (NHbase × CCbase − NHpunta × CCpunta) / (NHbase − NHpunta)
Número de horas de los contratos mayoristas con entrega en el bloque de base
Coste de los contratos mayoristas con entrega en el bloque de base.
NHpunta
Número de horas de los contratos mayoristas con entrega en el bloque punta
CCpunta
Coste de los contratos mayoristas con entrega en el bloque punta.
Sobrecoste de apuntamiento para el consumo en el periodo tarifario p, en las horas consideradas punta, calculado como el ratio entre el coste de la energía en el mercado diario gestionado por el Operador del Mercado Ibérico - Polo Español en las horas comprendidas en el periodo tarifario p incluidas en el periodo punta con el perfil de consumo inicial de estos consumidores y el coste de la energía con un perfil de consumo plano durante el periodo punta, de acuerdo con la siguiente fórmula.
NHp,punta
Número de horas del periodo tarifario p incluidas en las horas consideradas punta en el trimestre correspondiente del año anterior.
Número de horas punta en el trimestre correspondiente del año anterior.
Ep,hpunta
Energía suministrada en el periodo tarifario p, durante la hora h considerada punta, en el trimestre correspondiente del año anterior.
Pp,hpunta
Coste de la energía en el mercado diario gestionado por el Operador del Mercado Ibérico - Polo Español Energía en el periodo tarifario p, durante la hora h considerada punta, en el trimestre correspondiente del año anterior.
Phpunta
Coste de la energía en el mercado diario gestionado por el Operador del Mercado Ibérico - Polo Español Energía durante la hora h considerada punta, en el trimestre correspondiente del año anterior.
Energía suministrada en el periodo tarifario p, durante las horas consideradas punta, de acuerdo con los perfiles iniciales de consumo en el trimestre correspondiente del año anterior.
Coste de los contratos mayoristas con entrega en el bloque de punta.
Artículo 11. Determinación del coste estimado de los contratos mayoristas en Punta y Base.
Subíndice identificativo del tipo de contrato: bloque de base o de punta.
Coste medio ponderado del tipo de contrato tc.
FPtc,k
Factor de ponderación del precio de la subasta, tanto OMIP como CESUR, en la sesión k para el tipo de contrato tc.
Ptc,k
Precio de la subasta CESUR y/o de la subasta de apertura de OMIP, en la sesión k para el tipo de contrato tc.
Artículo 12. Determinación del sobrecoste de los servicios de ajuste del sistema.
Sobrecoste de los servicios de ajuste del sistema en el periodo tarifario p
Sobrecoste de los servicios de ajuste del sistema en la hora h del periodo tarifario p en el mismo trimestre del año anterior.
Artículo 13. Prima por riesgo.
Subíndice de subastas (k=1, 2,..., K).
Subíndice de mes de entrega (m=1, 2,…, n)
PRtc,k
Prima de riesgo correspondiente al tipo de contrato tc en la subasta k.
Prima de riesgo correspondiente a los meses de desfase entre la subasta k y el mes de entrega m. En el caso de que una subasta no sea válida, su prima de riesgo se considerará igual a cero.
Factor de ponderación del precio de la sesión k de la subasta correspondiente, ya sea OMIP o CESUR, para el tipo de contrato tc
PRP1 = PRPunta
PRP2 = PRBase
PRP0 = (EP1 × PRP1 + EP2 × PRP2) / (EP1 + EP2)
Prima por riesgo asociada al periodo tarifario 0.
Artículo 14. Supervisión de las subastas.
Artículo 15. Determinación de los componentes de la facturación de las tarifas de último recurso.
Artículo 16. Precios de las tarifas de último recurso.
La Dirección General de Política Energética y Minas, de acuerdo con el artículo 7 del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, y lo establecido en el capítulo III de esta orden, al aprobar el coste de producción de energía eléctrica establecerá los precios de los términos de potencia y energía, activa y reactiva, a aplicar en cada tarifario de las diferentes tarifas.
Artículo 17. Definición de los peajes de los consumidores conectados en baja tensión y con potencia contratada menor o igual a 10 kW
2. Opcionalmente, los consumidores que dispongan del equipo de medida, podrán acogerse a la modalidad con discriminación horaria que diferencie dos periodos tarifarios al día, periodo 1 y periodo 2. La duración de cada período así como las horas concretas de aplicación serán las establecidas para las tarifas de último recurso correspondientes que se definen en el artículo 6 de esta orden.
Artículo 18. Estructura general de los peajes de los consumidores conectados en baja tensión y con potencia contratada menor o igual a 10 kW.
Artículo 19. Determinación de los componentes de la facturación de los peajes de los consumidores conectados en baja tensión y con potencia contratada menor o igual a 10 kW.
FPA = TPA × Pot
– Cp1 = 1,50
– Cp2 = 0,40
Artículo 20. Precios de las de los peajes de los consumidores conectados en baja tensión y con potencia contratada menor o igual a 10 kW
Artículo 21. Precio aplicable al suministro de aquellos consumidores, sin tener derecho a acogerse a la tarifa de último recurso, transitoriamente carezcan de un contrato de suministro en vigor con un comercializador y continúen consumiendo electricidad.
Disposición adicional primera. Conformidad del cliente al cambio de suministrador.
Disposición adicional segunda. Publicidad.
Disposición adicional tercera. Aplicación del procedimiento de cálculo.
1.º Los valores de los términos de potencia y de energía, activa y reactiva, de los peajes de acceso considerados suficientes para recuperar la totalidad de los costes de las actividades reguladas del sistema.
2.º Los valores del coste estimado de la energía, detallando cada uno de sus componentes.
3.º El margen de comercialización.
Disposición adicional cuarta. Adquisiciones de contratos en el mercado a plazo de los comercializadores de último recurso.
La Secretaría de Estado de Energía fijará la cantidad de contratos máximos a adquirir en cada subasta por cada comercializador de último recurso que lo haya solicitado, todo ello sin perjuicio de la aplicación en la subasta, en su caso, de la regla de reducción de volumen prevista para las subastas CESUR.
Disposición adicional quinta. Intercambio de información entre los Operadores.
Disposición adicional sexta. Retribución del Operador del Mercado para 2009.
1. De acuerdo con lo establecido en el artículo 16.9 de la Ley del Sector Eléctrico, y en la disposición adicional cuarta del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, la cuantía establecida para la retribución del Operador de Mercado en el ejercicio 2009, se financiará a partir del 1 de julio de 2009 de los precios que cobre a los sujetos generadores del mercado, tanto del régimen ordinario como del régimen especial, que actúen en el ámbito del Mercado Ibérico de la Electricidad.
2. Los sujetos generadores del mercado, tanto del régimen ordinario como del régimen especial, que actúen en el ámbito del Mercado Ibérico de la Electricidad pagarán al Operador del Mercado por cada una de las instalaciones de potencia neta superior a 1MW una cantidad mensual fija de 15 Euros/MW de potencia disponible. Los pagos se efectuarán mensualmente a partir del 1 de julio de 2009.
Para el cálculo de la potencia disponible en 2009 se aplicará a la potencia neta de cada instalación el valor del coeficiente de disponibilidad aplicable al régimen y tecnología que le corresponda, de acuerdo con lo establecido en el siguiente cuadro:
Disposición adicional séptima. Presentación por el titular de las instalaciones de generación que haya suscrito contratos bilaterales con entrega física de energía, de oferta de adquisición en el mercado diario.
Disposición adicional octava. Informe sobre el grado de cumplimiento de los contratos de interrumpibilidad.
Disposición transitoria primera. Factores de ponderación
Disposición transitoria segunda. Obligaciones de presentación de ofertas de venta de los distribuidores en las CESUR y en OMIP-OMIClear.
Endesa Distribución Eléctrica, S.L. (Peninsular).
Las ofertas de venta presentadas por dichos distribuidores deberán ser precio-aceptantes.
Disposición transitoria tercera. Valores iniciales a aplicar en el cálculo la tarifa de último recurso a partir de 1 de julio de 2009.
1. El valor del margen de comercialización fijo, MCF, definido en el artículo 8.2, para cada las tarifas de último recurso a partir de 1 de julio de 2009 será de 4 Euros/kW y año.
Disposición transitoria cuarta. Precio aplicable hasta el 1 de abril de 2010 al suministro de aquellos consumidores en baja tensión que, sin tener derecho a acogerse a la tarifa de último recurso, transitoriamente carezcan de un contrato de suministro en vigor con un comercializador y continúen consumiendo electricidad.
2. Los precios que deberán pagar estos clientes por la electricidad consumida al comercializador de último recurso serán los que figuran en los siguientes cuadros y se aplicarán tanto a la potencia como a la energía demandada. Asimismo se aplicarán los complementos por discriminación horaria y energía reactiva correspondientes a su tarifa existente a 30 de junio de 2009.
Disposición transitoria quinta. Traspaso de aquellos consumidores en alta tensión que, sin tener derecho a acogerse a la tarifa de último recurso, transitoriamente carecen de un contrato de suministro en vigor con un comercializador y continúen consumiendo electricidad.
Disposición final primera. Modificación de la Orden ITC/400/2007, de 26 de febrero, por la que se regulan los contratos bilaterales que firmen las empresas distribuidoras para el suministro a tarifa en el territorio peninsular.
«El vendedor suscribirá un número de contratos cuyo nominal será de 10 MW constante en todas las horas incluidas en el periodo de entrega definido.
El comprador suscribirá un número de contratos bilaterales resultado de la subasta cuyo nominal será de 0,1 MW constante en todas las horas incluidas en el periodo de entrega definido.»
Disposición final segunda. Modificación de 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.
«Disposición adicional quinta. Cierre de energía en los SEIE.
En las liquidaciones provisionales sin cierre de medidas, el descuadre de energía de cada sistema eléctrico aislado al que se refiere el artículo 11.4 se asignará a los comercializadores y consumidores directos en proporción a los valores de energía programada remitidos por dichos agentes al operador del sistema.»
Subastas OMIP-OMICLEAR
Entrada en vigor: 24 de junio de 2009.
SE DEROGA, excepto el capítulo VI y las disposiciones adicionales 1 y 7, por Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo (Ref. BOE-A-2014-3376).
y establece el coste de producción de energía eléctrica y los precios voluntarios para el pequeño consumidor: Resolución de 31 de enero de 2014 (Ref. BOE-A-2014-1053).
y establece el coste de producción de energía eléctrica y los precios voluntarios para el pequeño consumidor a aplicar a partir del 1 de enero de 2014: Resolución de 30 de diciembre de 2013 (Ref. BOE-A-2013-13806).
SE MODIFICA el art. 21.2, por Orden IET/221/2013, de 14 de febrero (Ref. BOE-A-2013-1698).
SE DECLARA la nulidad de la disposición adicional 6, por Sentencia del TS de 19 de julio de 2012 (Ref. BOE-A-2012-10554).
el art. 9.2, por Orden IET/843/2012, de 25 de abril (Ref. BOE-A-2012-5527).
el art. 9.2, por Orden IET/3586/2011, de 30 de diciembre (Ref. BOE-A-2011-20646).
los arts. 6, 8, 9, 17 y 19, por Real Decreto 647/2011, de 9 de mayo (Ref. BOE-A-2011-8910).
la disposición adicional 4.2, por Real Decreto 302/2011, de 4 de marzo (Ref. BOE-A-2011-4119).
los arts. 9.1, 10, 13.1 y la disposición transitoria 2, SE SUSTITUYE el anexo III y SE SUPRIME el art. 11, por Orden ITC/1601/2010, de 11 de junio (Ref. BOE-A-2010-9611).
SE DICTA DE CONFORMIDAD, y establece el coste de producción de energía eléctrica y las tarifas de último recurso a aplicar en el primer semestre de 2010: Resolución de 29 de diciembre de 2009 (Ref. BOE-A-2009-21177).
SE DEROGA el art. 9.2 y SE MODIFICA el art. 9.1, por Orden ITC/3519/2009, de 28 de diciembre (Ref. BOE-A-2009-21173).
CORRECCIÓN de errores en BOE núm. 167 de 11 de julio de 2009 (Ref. BOE-A-2009-11453).
arts. 3, 4, 6, 7, 11, 17, la disposición adicional 1, los puntos 6, 7 y 10 del anexo y SUPRIME el art. 18 y el punto 21 del anexo de la Orden ITC/400/2007, de 26 de febrero (Ref. BOE-A-2007-4062).
art. 10 y AÑADE una disposición adicional 5 a la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo (Ref. BOE-A-2006-5807).

References: Artículo 3

Artículo 5

Artículo 6

Artículo 7

Artículo 8

Artículo 9
 resolución 
 resolución 

Artículo 10

Artículo 11

Artículo 12

Artículo 13

Artículo 14

Artículo 15

Artículo 16
 artículo 7
 Real Decreto 

Artículo 17
 artículo 6

Artículo 18

Artículo 19

Artículo 20

Artículo 21
 artículo 16
 Real Decreto 
 artículo 8
 artículo 11
 Real Decreto 
 Resolución 
 Resolución 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Resolución