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Timestamp: 2020-07-12 20:48:26
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BOE.es - Documento BOE-A-2006-5807
Documento BOE-A-2006-5807
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.Ver texto consolidado
«BOE» núm. 77, de 31 de marzo de 2006, páginas 12484 a 12556 (73 págs.)
BOE-A-2006-5807
https://www.boe.es/eli/es/o/2006/03/30/itc913
En su virtud, previo acuerdo con las Comunidades Autónomas y Ciudades afectadas,
b) El Operador del Mercado (Operador del Mercado Ibérico de Energía- Polo Español, S.A.).
Artículo 3. Definición de los sistemas aislados de los diferentes SEIE.
Artículo 4. Procedimiento de despacho de la generación.
3.1 Programación semanal y diaria.
3.2 Resolución de desvíos generación-consumo con horizonte intradiario y en tiempo real.
3.3 Análisis de seguridad de la cobertura anual.
Artículo 5. Cálculo del coste horario de generación de cada grupo de producción en régimen ordinario.
cg(i,h,j) = e(i,h,j)*(PMP + PrF(i,h,j) )+ Gpot(i,h,j) × ρdisponible(i,h,i)
e(i,h,j):
Energía del generador i del sistema aislado j en la hora h.
Precio Medio Peninsular previsto en el Real Decreto por el que se aprueba la tarifa media o de referencia de cada año, expresado en Cent de Euro/kWh. Este precio incluye el cargo por prestación de servicios complementarios en el sistema peninsular y excluye el cargo por garantía de potencia.
PrF (i,h,j):
Prima de funcionamiento en la hora h del grupo de régimen ordinario i del sistema aislado j que complementa al PMP para retribuir los costes de combustibles, expresado en Cent de Euro/kWh. Esta prima se calculará horariamente conforme se establece en el capítulo III de la presente Orden y podrá tener valores negativos.
Gpot(i,h,j):
Garantía de potencia del grupo i del sistema aislado j en la hora h expresada en céntimos de euro/kW
ρdisponible(i,h,j):
Potencia disponible del grupo i del sistema aislado j en la hora h expresada en kW
El segundo sumando corresponde al coste fijo de generación. Sus valores serán calculados por el operador del sistema por aplicación de la metodología para el cálculo de los valores de Gpot(i,h,j) y de ρdisponible(i,h,j) que apruebe el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, de acuerdo con las Ciudades y las Comunidades Autónomas afectadas y previo informe de la Comisión Nacional de Energía, conforme a lo establecido en el artículo 7.2 y en el artículo 6.4 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.
cg(i,h,j) = cgf(i,h,j) + cgvar(i,h,j)
Artículo 6. Coste variable de generación horario de los grupos del régimen ordinario.
Cfun(i,h,j) = [a(i) + b(i) * e(i,h,j) + c(i) * e2(i,h,j)] * pr(i,h,j)
Potencia media horaria en MW en barras de central en la hora h aportada por el grupo i del sistema eléctrico aislado j. Esta variable se corresponde con la magnitud de las variables et(i,h,j) y e(i,h,j,d), referidas a energías horarias y que son definidas en el artículo 11.1, dependiendo de si se trata de un grupo que vierte su energía en la red de transporte o en la red de distribución.
a (i):
Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo térmico horario (consumo / potencia neta), valorado en te/h
b (i):
Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo térmico horario (consumo / potencia neta), valorado en te/h.MW
c (i):
Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo térmico horario (consumo / potencia neta), valorado en te/h.MW2
pr(i,h,j):
Precio medio de la termia de los combustibles utilizados por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora h, valorado en Euros/te PCI, calculado de acuerdo con la siguiente fórmula:
x(c,i,h,j):
Fracción de las termias totales aportadas por el combustible c utilizado por el grupo i del sistema eléctrico aislado j
Q(c,i,h,j)
Consumo en toneladas del combustible c por el grupo i del sistema eléctrico aislado j
prc(c,i,h,j):
Precio del combustible c utilizado por el grupo i del sistema eléctrico aislado j, valorado en Euros/tn
pci(c,i,h,j):
Poder calorífico inferior del combustible c utilizado por el grupo i del sistema eléctrico aislado j, valorado en te/tn
b) Costes de arranque o alternativamente de reserva caliente.
Car(i, j) recoge los costes derivados del arranque de un grupo, correspondientes tanto al consumo de combustible como a otros costes variables, siendo su formulación la siguiente:
Car(i,J) = a’ (i) * [1– exp(–t/b’ (i))] * pr(i,h,j) + d
tiempo transcurrido desde la última parada, en horas
a’(i):
Parámetro obtenido a partir del ajuste exponencial de la curva consumo / tiempo de parada en horas, valorado en te
b’(i):
Parámetro obtenido a partir del ajuste exponencial de la curva consumo / tiempo de parada en horas, valorado en horas
Parámetro que refleja los costes de operación y mantenimiento adicionales debidos al arranque, valorado en Euros.
ccrc(i ):
Consumo de combustible utilizado por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora hrc durante la cual el grupo se encontraba en situación de reserva caliente, valorado en te PCl/h
prc(i,hrc,j):
Precio medio de la termia de los combustibles utilizados por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora hrc durante la cual el grupo se encontraba en situación de reserva caliente, valorado en Euros/te PCI
c) Costes variables de operación y mantenimiento.
Com(i,h,j) = a''(i) + b''(i)* Cfun(i,h,j)
Creg(i,h,j) = a''(i,h,j) * preg(i,h,j)
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''.
Artículo 7. Cálculo de los precios de combustible.
1.1 Precio del producto: Se corresponde con la cotización internacional CIF en el mercado spot.
1.2 Costes de logística: Son los costes asociados a las operaciones de logística necesarias para llevar el combustible hasta la central, es decir, los conceptos de descarga, servicios portuarios, almacenamientos intermedios, transporte hasta la central en cisterna, buques y camiones, control y adecuación de calidad, tarifas y costes de comercialización.
2.1 Baleares:
–	Hulla importada.
–	Fuel Oil BIA (1 por ciento de azufre).
–	Fuel Oil n.º 1 (2,7% de azufre).
–	Gasoil.
2.2 Canarias:
–	Fuel Oil BIA (0,3 por ciento de azufre).
–	Diesel Oil.
2.3 Ceuta y Melilla:
–	Fuel Oil 1250'' Redwood.
3.1 Para la hulla importada, será igual al índice API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus.
3.2 Para el Fuel Oil BIA (1 por ciento y 0,3 por ciento de azufre), 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.
3.3 Para el Fuel 1250'' Redwood y el Fuel Oil n.º 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.
3.5 Para el Gasoil, será igual a la media aritmética de las cotizaciones altas de Gasoil 0,2 por ciento en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan.
5. Los valores del poder calorífico inferior del combustible utilizado por un grupo i del sistema eléctrico j (pci(i,h,j)), valorado en te/tn, serán los siguientes:
Fuel Oil 1250’’
Artículo 8. 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.º 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.º Precio final horario de generación en cada sistema extrapeninsular (PFG (h)) calculado conforme a lo establecido en punto noveno apartado 9.2.
3.º Precio medio final horario de adquisición de la energía para los distribuidores en el mercado de producción peninsular (PMDP(h)).
4.º Precio medio final horario de adquisición de energía para los comercializadores en el mercado de producción peninsular (PMCP(h)).
5.º Precio medio final horario de adquisición de energía para los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho (PMCCP(h)).
6.º Energías producidas y adquiridas por los agentes calculadas de acuerdo con lo establecido en el presente capítulo.
Artículo 9. 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.
4. De acuerdo con lo establecido en el artículo 10 del Real Decreto 174712003, de 19 de diciembre, la liquidación de la energía vertida por los productores en régimen especial que participen en el despacho de generación se computará al precio final horario de generación PFG(h) de los grupos pertenecientes al régimen ordinario del mismo SEIE.
Artículo 10. Periodicidad y frecuencia de las liquidaciones.
1. Para las liquidaciones diarias, el operador del mercado pondrá a disposición de los agentes que operan en un SEIE la liquidación correspondiente al horizonte diario de programación para cada uno de los sistemas aislados y el registro de anotaciones en cuenta, con distinción de cada periodo horario, dentro de los tres días hábiles siguientes, así como la información sobre los derechos de cobro y obligaciones de pago derivados de la misma.
Dicha liquidación se realizará con los precios de adquisición obtenidos en las liquidaciones del sistema peninsular realizadas para dicho día, y los datos que le suministre el Operador del Sistema establecidos en el artículo 15.
Estas liquidaciones serán provisionales y no darán lugar a facturación alguna, siendo utilizadas, exclusivamente, para la gestión de las garantías de pago
2. Para las liquidaciones mensuales provisionales, se establecen las siguientes reglas de procedimiento:
1.º El Operador del Mercado liquidará las energías intercambiadas de cada sistema de despacho económico de la generación con carácter mensual.
2.º La primera liquidación mensual del mes m se realizará con los precios de adquisición obtenidos en las liquidaciones del sistema peninsular para dicho mes y la información que le proporcionará el operador del sistema que se detalla en el punto decimoquinto.
3.º La primera liquidación correspondiente a un mes m se pondrá a disposición de los agentes tres días antes de la fecha de pagos y cobros establecida por el operador del mercado para la liquidación del mes m en la península, con objeto de que los cobros y pagos de los SEIE y peninsulares puedan liquidarse conjuntamente.
4.º En el caso de que se hubiese producido alguna modificación sobre los datos que se utilizaron en la primera liquidación del mes m, el operador del sistema pondrá a disposición del operador del mercado la nueva información de acuerdo con lo establecido en el punto decimoquinto. Con esta nueva información el operador del mercado realizará durante el mes m+3 una nueva liquidación del mes m, que se pondrá a disposición de los agentes tres días antes de la fecha de pagos y cobros establecida por el operador del mercado para la liquidación de mes m+2 en la península, con objeto de que los cobros y pagos de los SEIE y peninsulares puedan liquidarse conjuntamente
5.º El Operador del Mercado realizará una nueva liquidación del mes m tan pronto como disponga de la totalidad de las medidas firmes en barras de central recibidas del operador del sistema de acuerdo con lo establecido en el punto decimoquinto.
Esta liquidación se realizará antes de transcurrido un mes desde que se disponga de todos los datos necesarios y, siempre que sea posible, durante la primera quincena del mes, de modo que los cobros y pagos se harán coincidir con los de la liquidación mensual que corresponda del sistema peninsular.
Para la realización de esta liquidación se utilizarán los precios peninsulares de adquisición de energía de distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren su energía directamente en el mercado de producción correspondientes a la última liquidación del mes m realizada en el mercado peninsular.
Esta liquidación del mes m calculada con medidas firmes no tendrá el carácter de definitiva en tanto que no se disponga de los valores definitivos de los distintos costes y parámetros que sirven de base para el cálculo de los costes de generación correspondientes a los distintos grupos del régimen ordinario, así como de los precios definitivos de adquisición de energía por parte de los distribuidores, comercializadores y consumidores que compran directamente al mercado en el sistema eléctrico peninsular que se utilizaran a efectos de las liquidaciones definitivas de los SEIE. Una vez que se disponga de estos valores se practicará la liquidación definitiva a la que se refiere el artículo 10.3 de esta orden.
6.º Para la realización de las liquidaciones mensuales provisionales de los conceptos definidos en los apartados 2 y 3 del artículo 18 del Real Decreto 174712003, de 19 de diciembre, la CNE utilizará la información que le proporcionará el operador del mercado que se detalla en el punto decimoséptimo. Asimismo, la información procedente de las liquidaciones mensuales será utilizada por la CNE a los efectos establecidos en el párrafo segundo del artículo 18.1 del citado Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.
3. A efectos de las liquidaciones mensuales definitivas, se procederá como sigue:
1.º La Dirección General de Política Energética y Minas publicará antes del día 31 de marzo del año n+1 los valores definitivos de los distintos costes y parámetros que sirven de base para el cálculo de los costes de generación de los grupos del régimen ordinario para el año n.
2.º El Operador del Mercado publicará en su Web antes del 31 de marzo del año n+1 los últimos valores disponibles de los precios de adquisición de la energía en la península para los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho para cada una de las horas de los 12 meses del año n. Estos precios tendrán el carácter de definitivos a efectos de la liquidación de la energía en los SEIE, sin perjuicio de su posterior modificación a efectos de las liquidaciones del mercado peninsular.
3.º Una vez se hayan publicado los valores definitivos de costes y parámetros señalados en el apartado 1, el operador del sistema pondrá a disposición del operador del mercado, en un plazo no superior a 1 mes desde el momento de publicación de los mismos, la información del coste definitivo de generación de cada grupo generador del régimen ordinario, distinguiendo la parte fija y la parte variable del mismo para cada hora del mes. El coste de combustible así obtenido será definitivo a efectos de la liquidación de la energía de los SEIE, pero podrá sufrir variación a efectos de la retribución definitiva de la generación en las liquidaciones de la Comisión Nacional de Energía si en su cálculo no se hubiera dispuesto de las cotizaciones internacionales de los combustibles correspondientes.
4.º El Operador del Mercado 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 recepción desde el operador del sistema de los valores definitivos de los costes horarios de generación de los grupos del régimen ordinario durante el año n, de acuerdo con lo establecido en el párrafo 3 anterior.
5.º Una vez publicadas las liquidaciones definitivas a que se refiere el párrafo 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 las cuantías establecida en los apartados 2 y 3 del artículo 18 del citado Real Decreto.
Artículo 11. Energías a liquidar: asignación de las pérdidas de la red de transporte y distribución.
1. Definición del equilibrio generación-demanda para las liquidaciones.
1.º 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 en 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
2.º 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.º 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 SEIE 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.º 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.º 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.º 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:
2. Pérdidas de las redes de transporte y distribución.
1.º 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.º 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.º 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.º 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.º 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.º 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
Niveles de tensión y tarifas de acceso de conexión a la red de transporte
3. Sistema de medidas.
1.º 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.º El sistema de medidas permitirá la agregación de toda la información relevante a nivel de los sistemas eléctricos aislados que conforman los SEIE.
3.º 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.º 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.
4. Determinación de las energías a liquidar.
1.º 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.º 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.º El operador del mercado determinará el agente que actuará como agente de cierre en cada sistema eléctrico, de acuerdo con los siguientes criterios:
4.1 Determinación de las energías a liquidar en ausencia de medidas.
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 apartado 1 de este artículo.
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(dc,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
Número de generadores en régimen ordinario conectados en la red de transporte de los que no se dispone de medida
Número de generadores en régimen ordinario conectados en la red de distribución de los que no se dispone de medida
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
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
Número de generadores en régimen ordinario conectados en la red de transporte de los que se dispone de medida
Número de generadores en régimen ordinario conectados en la red de distribución de los que se dispone de medida
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
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
Número de comercializadores de los que no se dispone de medida
Número de consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho de los que no se dispone de medida
Número de comercializadores de los que se dispone de medida
Número de consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho de los que se dispone de medida
4.2 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.
etliq(e,h,j) = etm(e,h,j) + EA(e,h,j)
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.
eliq(e,h,j,d) = em(e,h,j,d) + EA(e,h,j,d)
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.
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.
Coeficiente de perdidas de paso del nivel de tensión y tarifa de acceso z a barras de central, expresado en tanto por uno.
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.
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 subsistema 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.
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
Niveles de tensión de transporte en los que consume el consumidor que adquiere directamente su energía en el despacho de generación
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.
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, (EDCCm(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
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 (EDDm(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):
Comercializadores que operan con clientes conectados en la red del distribuidor d
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 EDCCm(cc,h,j,d) tienen el significado ya definido.
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.
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 dc, se calculará de la siguiente forma:
EDDliqm(d,h,j) = EDDm(d,h,j) + EA(d,h,j)
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.
EDDIiqm(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.
Artículo 12. Metodología de cálculo de la liquidación de la energía.
cg(e,h,j) e(e,h,j) * (PREP(h) + Prima(e)+Incentivo)
cg(e,h,j):
Retribución en la hora h del grupo generador en régimen especial e del sistema extrapeninsular j.
e(e,h,j):
Energía generada en la hora h por el grupo generador en régimen especial e del sistema extrapeninsular j, de acuerdo con las instrucciones de despacho del operador del sistema. Esta variable se corresponderá con las variables etliq(e,h,j), eliq(e,h,j,d), etp(e,h,j) o ep(e,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 y que se disponga o no se disponga de medida.
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
Prima(e):
Prima que corresponde al tipo de instalación al que pertenece el grupo de régimen especial e, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.
Incentivo(e):
Incentivo que corresponde al tipo de instalación al que pertenece el grupo de régimen especial e, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 43612004, de 12 de marzo.
Asimismo, los grupos de generación en régimen especial que participan en el despacho económico de generación tendrán derecho a percibir, cuando les corresponda, los complementos que se determinan en el Real Decreto 43612004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.
3. Obligación de pago por la energía adquirida por las empresas distribuidoras.
CAD(d,h,j) = EDD(d,h,j) * PMDP(h)
CAD(d,h,j):
Coste de la energía adquirida por la empresa distribuidora d del sistema eléctrico aislado j en la hora h
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
4. Obligación de pago por la energía adquirida por las empresas comercializadoras.
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.
5. Obligación de pago por la energía adquirida por los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho.
CACC(cc,h,j) = EDCC(cc,h,j) * PMCCP(h)
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 EDCCIiqm(cc,h,j)
PMCCP(h):
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 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.
CAG(i,h,j) = - e(i,h,j) * PFG(h)
CAG(i,h,j):
Coste de la energía adquirida por el generador del régimen ordinario del sistema eléctrico aislado j en la hora h
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 etm(i,h,j) o em(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.
PFG(h):
Precio final de generación en la hora h en el sistema extrapeninsular al que pertenece el sistema eléctrico aislado j calculado en la forma establecida en el artículo 9 de la presente orden.
Si la energía medida negativa correspondiese a toda la central y no a un grupo concreto el sistema de medidas prorreatearía ese valor entre todos los grupos de la central en función de sus potencias nominales.
7. Obligación de pago por la energía adquirida por los generadores en régimen especial.
CAG(e,h,j) = - e(e,h,j) * PFG(h)
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 etiiq(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.
Precio final de generación en la hora h en el sistema extrapeninsular al que pertenece el sistema eléctrico aislado j calculado en la forma establecida en el artículo 9.
DCRE(e,h,j) = e(e,h,j) * PFG(h) + D/S(e,h,j) * D/S(h)
e(i,h,j) >= 0
DCRE(e,h,j):
Valor a liquidar en la hora h al generador en régimen especial e del sistema extrapeninsular j
Energía generada en la hora h por el generador en régimen especial e del sistema eléctrico aislado j de acuerdo con las instrucciones de despacho del operador del sistema. Esta variable se corresponderá con las variables etliq(e,h,j), eliq(e,h,j,d), etp(e,h,j) o ep(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 y que se disponga o no se disponga de su medida.
D/S (e,h,j):
% de participación del grupo generador en régimen especial e del sistema eléctrico aislado j en el valor del déficit/superávit del sistema extrapeninsular al que pertenece (D/S(h))
DCRO(i,h,j) = cg(i,h,j) + D/S(i,h,j) * D/S(h)
DCRO(i,h,j):
Valor a liquidar en la hora h al grupo generador en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j
cg(i,h,j):
Coste de generación en la hora h del grupo de generación en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j
D/S (i,h,j):
% de participación del grupo generador en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j en el valor del déficit/superávit del sistema extrapeninsular al que pertenece (D/S(h))
El valor de D/S(i,h,j) se obtendrá según la siguiente expresión:
1.º La diferencia entre el coste de la energía adquirida por los distribuidores ubicados en los SEIE valorada al precio final horario de generación en cada SEIE (PFG(h)), y el coste de esa misma energía valorada al precio medio final horario resultante en el mercado peninsular para el conjunto de distribuidores.
2.º La diferencia entre el coste de la energía adquirida por los comercializadores ubicados en los SEIE valorada al precio final horario de generación en cada SEIE (PFG(h)), y el coste de esa misma energía valorada al precio medio final horario resultante en el mercado peninsular para el conjunto de comercializadores.
3.º La diferencia entre el coste de la energía adquirida por los consumidores que adquieren directamente la energía en el despacho ubicados en los SEIE valorada al precio final horario de generación en cada SEIE (PFG(h)), y el coste de esa misma energía valorada al precio medio final horario resultante en el mercado peninsular para los consumidores que adquieren directamente su energía en dicho mercado.
COMRO(i,h,j) = -(D/S(i,h,j) * DIS(h))
COMRE(e,h,j) = e(e,h,j) * (PREP(h) - DCRE(e,h,j))
e(e,h,j) >= 0
Artículo 13. 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) = (etm(e,h,j) – etp(e,h,j))* ((1+r+p) n/12 –1)
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
Tipo de interés anual a aplicar, expresado en tanto por uno. Será establecido por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas
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.
Número de meses transcurridos desde que se liquidó al agente en base a programa y la liquidación en base a medida
EA(e,h,j,d) = (em(e,h,j,d) – ep(e,h,j,d))* ((1 +r+p) n/12 -1)
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
EA(c,h,j) = (EDCm(c,h,j) –EDCp(c,h,j))* ((1+r+p) n/12 -1)
EA(c,h,j):
Energía adicional a liquidar en la hora h al comercializador c del sistema eléctrico aislado 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.
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.
EA(cc,h,j) = (EDCCm(cc,h,j) –EDCCp(cc,h,j))* ((1 +r+p) n/12 -1)
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
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:
Energía programada del consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho cc del sistema j en la hora h.
EA(d,h,j) = (EDDm(d,h,j) – EDDp(d,h,j))*((1+r+p) n/12 -1)
EA(d,h,j):
Energía adicional a liquidar en la hora h al distribuidor d del sistema eléctrico aislado 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.
Energía programada en la hora h del distribuidor d del sistema j
Artículo 14. Cálculo de la prima que complementa el 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.
Energía neta medida en barras de central aportada por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora h, expresado en kWh.
Precio medio peninsular previsto en el Real Decreto por el que se aprueba la tarifa media o de referencia de cada año, expresada en céntimos de Euro/kWh. Este precio incluye el cargo por servicios complementarios en el sistema peninsular y excluye el cargo por garantía de potencia.
Artículo 15. 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.º 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:
2.º 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:
Esta información, junto con la señalada en el párrafo 1.º 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.º 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.º 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.º 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:
6.º 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.
Artículo 16. Información a remitir por el operador del sistema a la Comisión Nacional de Energía.
1.º Dentro de los 5 primeros días hábiles del mes m+1 el operador del sistema remitirá a la Comisión Nacional de Energía la siguiente información:
2.º En el caso de que antes de que finalice el mes m+2, se haya producido alguna modificación de la información señalada en el apartado anterior, el operador del sistema remitirá a la Comisión Nacional de Energía dentro de los primeros 5 días hábiles del mes m+3 los nuevos valores de las magnitudes que se modifican.
3.º Tan pronto como esté disponible en su totalidad la información referida en el apartado 5.º del artículo 15 de esta orden, y siempre antes del día 30 del mes m+10, el operador del sistema remitirá a la Comisión Nacional de Energía la siguiente información referida a cada uno de los sistemas insulares y extrapeninsulares, y para cada hora h del mes de liquidación m:
Artículo 17. 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.
e) Medida provisional o definitiva de la energía producida por cada grupo generador del régimen ordinario, en barras de central.
I) 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.
Disposición adicional primera. Periodicidad de los cálculos y de las liquidaciones.
Disposición adicional segunda. Sistema de garantías de pago, de facturación, cargos y abonos.
Las reglas del sistema de cargos, abonos y garantías que regirá en los SEIE y el contrato de adhesión correspondiente a las mismas serán aprobados por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, a propuesta del Operador del Mercado, previo informe de la Comisión Nacional de Energía.
Disposición adicional tercera. Inscripción en los registros administrativos.
No obstante, estos agentes deberán adherirse a las reglas del sistema de liquidaciones y garantías de pago que regirá en los SEIE y suscribir el contrato de adhesión correspondiente a las mismas, así como contar con la certificación del Operador del Sistema del cumplimiento de los requisitos técnicos para poder ser dado de alta en dicho despacho. Estos requisitos serán indispensables para su inscripción definitiva en el Registro correspondiente.
Disposición adicional cuarta. 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%
Disposición transitoria primera. Precios de combustible previsto para el primer semestre de 2006.
Los precios del producto por tipo de combustible, prc (c,i,h,j), en cada SEIE previstos para el primer semestre de 2006, expresados en Euros/Tonelada, tomarán los valores siguientes:
Disposición transitoria segunda. 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.
2.1 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.
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.
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).
Disposición transitoria tercera. Cálculo de las liquidaciones para los meses transcurridos del año 2006 hasta la entrada en vigor de orden.
Disposición transitoria cuarta. 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.
Disposición transitoria quinta. Sistema de Liquidaciones y Garantías.
2. Los agentes de estos sistemas inscritos provisionalmente en el Registro correspondiente que participen en el despacho económico dispondrán de un plazo de tres meses desde la aprobación de las reglas del sistema de liquidaciones y garantías de pago para adherirse a dicho sistema presentando la correspondiente certificación de adhesión al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y solicitando su inscripción definitiva en el registro junto con la certificación del Operador del Sistema del cumplimiento de los requisitos técnicos para poder ser dado de alta en el despacho a que se refiere la disposición adicional tercera. La no presentación por los agentes de las certificaciones en los plazos citados implicará su baja en el Registro.
Madrid, 30 de marzo de 2006.
Parámetros curva consumos por funcionamiento
a (te/h)
b (te/h.MW)
c (te/h.MW2)
36.092,337
31.391,054
1.773,42
39.925,725
19.938,331
3.899,915
-865,71
3899,915
5.647,584
24.050,692
2.242,58
6.463,500
19.923,222
9.556,467
6.319,165
1.329,85
8.388,391
SON MOLINAS 1
20.788,781
SON MOLINAS 4
24.128,890
2.271,47
SON MOLINAS 5
SON REUS 5
47.785,860
SON REUS 6
SON REUS 7
C = VAPOR CARBÓN
D = DIÉSEL
TG = TURBINA DE GAS
UNELCO GENERACIÓN, S.A.
29.363,266
2.225,92
29.363,286
21.254,082
8.673,483
1.286,063
1.286,083
2.3287,862
2.737,04
12.991,345
7.613,794
1.588,738
1.588.738
7.613.794
23.439,541
1.599.883
1.599,883
23.411.648
3.418,403
29.363.266
23.254.276
21.254.082
GUINCHOS, LOS 11
25.849,662
PALMAR, EL 5
PALMAR, EL 11
1.991,54
1.762,03
H = HIDRÁULICA
ENDESA GENERACIÓN, S.A. (DIVISIÓN CEUTA Y MELILLA)
1.213,643
2.060,900
1.203,375
TG =TURBINA DE GAS
9.16/,142
60.436,761
118.213,531
239.683,594
43.062,180
87.203,239
131.932,884
Valores de los parámetros a’, b’ y d para los grupos de generación existentes a 31 de diciembre de 2001
GESA GENERACIÓN, S.A.
Curva coste arranque (consumos)
1.105.780,00
3,21123
10.094,78
3.388,822
1.256.007,40
8,67612
13.850, 36
12.968,45
1,85009
18.239,15
60.251,10
10,99709
50.988,67
8,38551
3.388, 822
199.254,56
18,71790
8.356,000
9.970, 012
D2 = DIÉSEL 2 TIEMPOS
D4 = DIÉSEL 4 TIEMPOS
10,150,00
3.576.957
3.579,057
357.255,00
7,21595
11.117, 000
11.117,000
99.000,28
15,66098
5.676,000
15.142,71
3.576,957
269.052,81
17,43684
10.264,000
79.576,42
5,53611
79 576,42
9.675,39
6,04355
11.287,89
6,04425
16,842,61
14.210,06
3.578,957
3.576,057
51.392,07
6,53583
5,53583
15,142,71
53.446,37
5,52231
1,44290
14.065,26
6,04419
15.138,95
58.446,37
Valores de los parámetros a’, b’ y d para los grupos de generación con entrada en explotación desde el 1 de enero de 2002
Parámetros asociados al coste por arranques
d (euros/Arr.)
3.524,38
10.368,81
25.922,03
30.204,30
298.551,00
420.591,00
30.847,22
35.943,11
Valores de los parámetros a''y b'' para los grupos de generación existentes a 31 de diciembre de 2001
CESA GENERACIÓN, S.A.
a''(euros/h.func.)
b''(porcentaje)
F =VAPOR FUEL
UNELCO GENERACIÓN, S. A.
D4= DIÉSEL 4 TIEMPOS
ENDESA GENERACIÓN, S. A. (DIVISIÓN CEUTA Y MELILLA)
Valores de los parámetros a’’ y b’’ para los grupos de generación con entrada en explotación desde el 1 de enero de 2002
Costes O&M por funcionamiento y costes de fungibles
1.747,360
1.510,215
2.079,358
1.797,156
Valores del parámetro ccrc (i,j) para los grupos de generación existentes a 31 de diciembre de 2001
Consumo de combustible en reserva caliente (te/h) -ccrc(i,j)-
H = HIDRAULICA
Fecha de derogación: 01/09/2015
SE DEROGA, por Real Decreto 738/2015, de 31 de julio (Ref. BOE-A-2015-8646).
SE MODIFICA el art. 4.3.1, por Orden IET/1711/2013, de 23 de septiembre (Ref. BOE-A-2013-9944).
con el art. 6.2, sobre los procedimientos de prueba para determinar los parámetros aplicables los costes variables de las instalaciones de generación: Resolución de 3 de agosto de 2012 (Ref. BOE-A-2012-11090).
con el art. 6, actualizando los parámetros de costes de generación en los sistemas eléctricos para el año 2010: Resolución de 7 de marzo de 2011 (Ref. BOE-A-2011-4849).
SE MODIFICA los arts. 6 a 12 y 14 y disposición adicional 2, SE SUPRIME los arts. 13, 15 y 17 y las disposiciones transitorias 2 y 4 y adicional 4 y SE AÑADE el art. 6 bis, por Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio (Ref. BOE-A-2010-9417).
SE DICTA DE CONFORMIDAD con el art. 6, actualizando los parámetros de costes de generación en los sistemas eléctricos para el año 2009: Resolución de 25 de agosto de 2009 (Ref. BOE-A-2009-14366).
SE MODIFICA el art. 10 y SE AÑADE una disposición adicional 5, por Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio (Ref. BOE-A-2009-10328).
SE DICTA DE CONFORMIDAD, aprobando las reglas del sistema de liquidaciones y garantías de pago: Resolución de 22 de mayo de 2009 (Ref. BOE-A-2009-9167).
SE MODIFICA los arts. 10, 12, las disposiciones adicionales 2 y 3 y transitoria 5.2 y SE SUPRIME el 9.4, por Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre (Ref. BOE-A-2008-21009).
SE DICTA DE CONFORMIDAD con el art. 6, actualizando los parámetros de costes de generación en los sistemas eléctricos para los años 2006, 2007 y 2008 : Resolución de 13 de octubre de 2008 (Ref. BOE-A-2008-17189).
el art. 7.3.5, por Orden ITC/1857/2008, de 26 de junio (Ref. BOE-A-2008-10968).
los arts. 11 a 13, por Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre (Ref. BOE-A-2007-22458).
CORRECCIÓN de errores en BOE num. 124 de 25 de mayo de 2006 (Ref. BOE-A-2006-9084).
DE CONFORMIDAD con los arts. 6.5 y 18.5 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre (Ref. BOE-A-2003-23756).