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Timestamp: 2016-10-23 14:58:40
Document Index: 411855714

Matched Legal Cases: ['Artículo 6', 'Artículo 11', 'artículo 9', 'artículo 182', 'artículo 16', 'Artículo 6', 'artículo 6', 'Artículo 8', 'artículo 9', 'artículo 12', 'Artículo 10', 'artículo 18', 'artículo 18', 'Artículo 11', 'Artículo 12', 'artículo 24', 'artículo 30', 'artículo 18', 'artículo 30', 'Artículo 13', 'Artículo 14', 'Artículo 15', 'Artículo 16', 'artículo 15', 'Artículo 17', 'Artículo 13', 'Artículo 9', 'Artículo 10', 'Artículo 7', 'Artículo 6']

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
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	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 Mis Leyes
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 Estado	:
ITC/913/2006	Boletín Oficial	:
CAPÍTULO II. PROCEDIMIENTO DE DESPACHO DE LA GENERACIÓN Y DETERMINACIÓN DEL COSTE HORARIO DE LAS INSTALACIONES DE GENERACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS INSULARES Y EXTRAPENINSULARES.
CAPÍTULO III. METODOLOGÍA DE DETERMINACIÓN DEL COSTE DE COMBUSTIBLES DE LAS INSTALACIONES DE GENERACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS INSULARES Y EXTRAPENINSULARES.
Artículo 6 bis. Parámetros aplicables al coste variable de generación horario.
CAPÍTULO IV. PROCEDIMIENTO DE LIQUIDACIÓN DE LA ENERGÍA EN LOS SEIE.
Artículo 11. Energías a liquidar.
DISPOSICIÓN ADICIONAL QUINTA. Cierre de energía en los SEIE.
El Operador del Sistema (Red Eléctrica de España, S.A.).
El Operador del Mercado (Operador del Mercado Ibérico de Energía- Polo Español, S.A.).
Los productores de energía eléctrica en régimen ordinario de los SEIE, entendiéndose como tales aquellos titulares de instalaciones de producción de energía eléctrica que estén inscritas en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.
Los productores de energía eléctrica en régimen especial de los SEIE que participen en el despacho de la energía gestionado por el operador del sistema de acuerdo con lo establecido en el artículo 9 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.
Los distribuidores de energía eléctrica de los SEIE que se encuentren inscritos en el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados definido en el artículo 182 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.
Los comercializadores de energía eléctrica que cumplan con los requisitos establecidos en el artículo 16 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.
PROCEDIMIENTO DE DESPACHO DE LA GENERACIÓN Y DETERMINACIÓN DEL COSTE HORARIO DE LAS INSTALACIONES DE GENERACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS INSULARES Y EXTRAPENINSULARES.
Potencia neta máxima y mínimo técnico.
Tiempos y costes de arranque.
Costes variables de funcionamiento según el nivel de carga (combustible variables de operación y mantenimiento).
Capacidad de contribución a la potencia rodante de regulación.
La información comunicada por los agentes de indisponibilidades o restricciones adicionales en el funcionamiento de los generadores.
Los programas horarios previstos y comunicados por los generadores de régimen especial. Red Eléctrica revisará los programas previstos y utilizará en el despacho la mejor provisión disponible, particularmente en la generación eólica.
La mejor previsión de demanda horaria del sistema disponible en el horizonte de decisión.
1ª. Despacho inicial con criterio exclusivamente económico: En esta etapa la generación y reserva rodante de cada grupo generador, para cada una de las horas, es asignada como nudo único.
En el cálculo de llenado de la curva de demanda, la generación prevista de régimen especial se colocará en base, sin consideración de coste.
2ª. En una segunda etapa se analizarán las posibles restricciones impuestas por la red de transporte a esta situación base de cobertura, por violación de los límites impuestos en estado normal de funcionamiento a las variables de control del sistema, y ante las contingencias establecidas en el Procedimiento de Operación correspondiente.
El primero evaluará el riesgo de fallo de suministro que podría derivarse de los propios recursos de producción. Se utilizarán, como índices de riesgo, la probabilidad de no cobertura de la demanda, el valor esperado de la energía demandada y no suministrada, y el margen de reserva.
El segundo consistirá, si es procedente, en un análisis zonal que pondrá de manifiesto las necesidades especiales de disponibilidad de equipos de generación y de transporte para evitar situaciones que supongan el incumplimiento de los criterios de seguridad del sistema en ciertas zonas geográficas o áreas determinadas de la red.
cg(i,h,j) = e(i,h,j) * (PMP + PrF(i,h,j) ) + Gpot(i,h,j) x pdisponible(i,h,j) donde:
cg(i,h,j) = cgf(i,h,j) + cgvar(i,h,j) CAPÍTULO III.
METODOLOGÍA DE DETERMINACIÓN DEL COSTE DE COMBUSTIBLES DE LAS INSTALACIONES DE GENERACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS INSULARES Y EXTRAPENINSULARES.
Costes variables de combustible
Cfun(i,h,j) = [a(i) + b(i) * e(i,h,j) + c(i) * e2(i,h,j)] * pr(i,h,j) Siendo:
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
Q(c,i,h,j): Consumo en toneladas del combustible c por el grupo i del sistema eléctrico aislado j
Costes de arranque o alternativamente de reserva caliente.
Car (i,j) = a'(i) * [1- exp(-t/b' (i))] * pr(i,h,j) + d Donde:
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
Costes variables de operación y mantenimiento.
Com(i,h,j) = a"(i)+ b"(i) * Cfun (i,h,j) donde:
a"(i): Parámetro valorado en Euros/h, que recoge los costes de mantenimiento ligados a las horas de funcionamiento del grupo i, constituyendo un valor fijo por hora de funcionamiento.
b"(i): Parámetro expresado en tanto por ciento representativo de los costes de materias fungibles y, en su caso, del coste del capital circulante del grupo i en funcionamiento continuo. Este término es variable y proporcional al coste derivado del consumo de combustible en funcionamiento (Cfun(i,h,j)).
Costes de banda de regulación.
Creg(i,h,j) = a'''(i,h,j) * preg(i,h,j) Donde:
a''': Parámetro valorado en Euros/MW
2. 3. Para la redistribución horaria del coste variable de los grupos del régimen ordinario, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá establecer el método para, una vez calculado en cada hora el coste variable horario de cada generador según los conceptos enumerados en el apartado 1, como señal para la demanda, redistribuir en parte entre las distintas horas este coste de tal modo que se refleje cada hora la parte de coste de generación de la que es causante.
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''').
El operador del sistema, teniendo en cuenta la propuesta de las empresas propietarias de los grupos, remitirá antes del 1 de enero de cada año a la Dirección General de Política Energética y Minas un listado de la muestra de las instalaciones de generación a las que se propone realizar las pruebas de rendimiento durante el año, de entre aquellas puestas en servicio el año anterior. Asimismo, enviará el listado propuesto por las empresas titulares de los grupos justificando, en su caso, los cambios realizados.
El titular de las instalaciones de generación de régimen ordinario en los SEIE será el responsable de la realización de las pruebas. El operador del sistema las supervisará de manera presencial, pudiendo contar con la ayuda de un tercero convenientemente autorizado por el operador del sistema y preservando en todo caso la confidencialidad de la información. Esta supervisión corresponderá a las pruebas y ensayos, y también a las medidas, toma de muestras y calibraciones.
La empresa propietaria deberá informar al operador del sistema, a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía con un mes de antelación de la fecha de realización de las pruebas de cada grupo.
En el plazo de un mes desde la realización de las pruebas de cada grupo, la empresa propietaria enviará al operador del sistema y a la Dirección General de Política Energética y Minas el acta de las mismas. En el plazo de un mes desde la recepción de dicha acta, el operador del sistema enviará a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la empresa propietaria de la instalación, el informe de supervisión de las pruebas.
Hulla importada.
Fuel Oil BIA (1 % de azufre).
Fuel Oil n° 1 (2,7% de azufre).
Fuel Oil BIA (0,3 % de azufre).
Fuel Oil 1250" Redwood.
3.2. Para el Fuel Oil BIA (1 % y 0,3 % de azufre), será igual a la media aritmética de las cotizaciones altas de Fuel Oil 1 % en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan.
3.5. Para el Gasoil 0,1 %, será igual a la media aritmética de las cotizaciones altas de Gasoil 0,1 % en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan.
6. Los costes de logística en el año 2006 tomarán los siguientes valores en euros/Tm en función de los combustibles y zonas geográficas:
7. Los costes de combustible se revisarán en relación con el coste o ingreso neto que resulte al final de cada año, tanto positivo como negativo, como consecuencia de las desviaciones que se produzcan entre los derechos de emisión asignados gratuitamente, y los necesitados realmente por los grupos como consecuencia de la explotación real.
PROCEDIMIENTO DE LIQUIDACIÓN DE LA ENERGÍA EN LOS SEIE.
Artículo 8. Información a utilizar para realizar las liquidaciones. Para realizar la liquidación económica de las energías se utilizará la siguiente información relativa a costes, precios y energías:
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.
Precio final horario de generación en cada sistema extrapeninsular (PFG (h)) calculado conforme a lo establecido en el segundo apartado del artículo 9.
Precio medio final horario de adquisición de energía para los comercializadores y consumidores directos en el mercado de producción peninsular según lo dispuesto en el artículo 12.
Energías producidas y adquiridas por los agentes calculadas de acuerdo con lo establecido en el presente capítulo.
1. 2. El precio final horario de generación en cada sistema eléctrico aislado j de cada SEIE, PFG(h,j), se calculará como el cociente entre la suma de los costes horarios de todos los grupos de generación del régimen ordinario pertenecientes al sistema eléctrico aislado j y la suma de la energía generada por los mismos, tal como se establece en la siguiente fórmula:
4. Artículo 10. Periodicidad y frecuencia de las liquidaciones. 1. Liquidaciones mensuales y sus avances diarios:
La liquidación mensual correspondiente al cierre definitivo de medidas se realizará utilizando los precios finales y costes de desvíos peninsulares calculados por el operador del sistema con la información de las medidas definitivas peninsulares.
A efectos de lo dispuesto en el artículo 18.2 del Real Decreto 1747/2003, el Operador del Sistema publicará la liquidación definitiva del despacho económico de la generación correspondiente a los 12 meses del año n en un plazo máximo de un mes contado a partir de la publicación del cierre de medidas definitivas.
Una vez publicadas las liquidaciones definitivas a las que se refiere el apartado anterior, los agentes pertenecientes al régimen ordinario y al régimen especial que operen en los SEIE solicitarán, en un plazo no superior a tres meses desde la citada publicación de acuerdo con el punto 4 del artículo 18 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, a la Dirección General de Política Energética y Minas, la liquidación definitiva de sus costes.
Artículo 11. Energías a liquidar. Los datos de medidas utilizados en las distintas liquidaciones serán obtenidos de acuerdo a los plazos y procedimientos establecidos en la legislación específica del sistema de medidas.
EDC(c,h,j) = ?ta EDC (c,h,j,ta) Donde:
EDC (c,h,j,ta) = ?nt [MPFCnt,ta (c,h,j) x (1 + CPERnt,ta (h,j))] Siendo:
SALDOENE (c,h,j)= SALDOENE(h,j) x EDCp(c,h,j)/ ?cEDCp(c,h,j) 3. Cierre de energía.
CIERRE(h,j) = PRTD (h,j) - ?ta ?nt [MPFCc,nt,ta x CPERnt,ta ] Las pérdidas reales de transporte distribución se obtienen como la diferencia entre toda la generación y toda la demanda en punto frontera de consumo para obtener el balance de energía de cada sistema eléctrico aislado j.
? e(e,h,j) + ?ta?nt MPFCc,nt,ta + PRTD(h,j) = 0 Por tanto, el cierre de energía del sistema eléctrico aislado j se calcula según la fórmula siguiente, como la diferencia entre toda la medida de generación y toda la medida de demanda elevada a barras de central.
CIERRE(h,j) = -?e e(e,h,j) - ?ta ?nt MPFCc,nt,ta - ?ta ?nt [MPFCc,nt,ta x CPERnt,ta ] CIERRE(h,j) = -?e e(e,h,j) - ?c EDC (c,h,j) Artículo 12. Metodología de cálculo de la liquidación de la energía.
cg(e,h,j=e(e,h,j)*[PREP(h)+Prima(e)+Incentivo(e)]-desv(e,h,j)*CDSV (h) cg(e,h,j): Retribución en la hora h del grupo generador en régimen especial e del sistema eléctrico aislado j.
PCAP(c,h,j) = ?t EDC(c,h,j,ta) * PCAP(h,ta) Siendo:
CDSV(c,h,j) = Abs(EDC(c,h,j) - EDCp(c,h,j)) * CDSVPEN (h) Siendo:
D/S(h) = BOLSAA(h) - BOLSAG(h) 9. La liquidación de la energía vertida por el generador en régimen especial e que participe en el despacho de los SEIE tanto si ha elegido la opción a como la opción b del artículo 24.1 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, se calculará con la siguiente expresión sin perjuicio de la liquidación de tarifas reguladas, primas y complementos y tarifas establecidos en el artículo 30 del citado Real Decreto:
DCRE(e,h,j) = e(e,h,j) * PREP(h) - desvio(e,h,j) * CDSV (h) 10. Liquidación de los grupos generadores en régimen ordinario.
DCRO(i,h,j) = cg(i,h,j) + D/S(i,h,j) * D/S(h) Siendo:
DIS (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))
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.
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.
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) * D/S(h)) De la cuantía resultante de la expresión anterior se descontará el sobrecoste de generación que, en su caso, se haya liquidado previamente al generador i de acuerdo con lo establecido en el último párrafo del artículo 18.1 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.
12. El importe complementario por la diferencia con la tarifa regulada o por la prima, incentivo o complemento a percibir por cada grupo generador de régimen especial será liquidado conforme a lo establecido en el artículo 30 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, y en su disposición transitoria sexta.
Artículo 13. Compensación del efecto financiero derivado del error entre energía programada y medida. Artículo 14. Cálculo de la prima que complementa el precio medio peninsular. Para cada grupo de generación en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j en la hora h, el valor de la prima de funcionamiento PrF(i,h,j) se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
Artículo 15. Información a poner a disposición del operador del mercado por el operador del sistema para la realización de las liquidaciones. Artículo 16. Información a remitir por el operador del sistema a la Comisión Nacional de Energía.
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:
Medida provisional de la energía producida por cada grupo generador del régimen especial que interviene en el despacho, en barras de central.
Energía programada en barras de central adquirida por cada distribuidor.
Energía programada en barras de central adquirida por cada comercializador.
Energía programada en barras de central adquirida por cada consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho.
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.
Tan pronto como esté disponible en su totalidad la información referida en el apartado 5° 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:
Medida definitiva de la energía producida por cada grupo generador del régimen especial que interviene en el despacho, en barras de central.
Energía definitiva adquirida por cada distribuidor, en barras de central.
Energía definitiva adquirida por cada comercializador, en barras de central.
Energía definitiva adquirida por cada consumidor que adquiere directamente la energía en el despacho, en barras de central.
Artículo 17. Información a remitir por el operador del mercado a la Comisión Nacional de Energía para el cálculo de las liquidaciones. DISPOSICIÓN ADICIONAL PRIMERA. Periodicidad de los cálculos y de las liquidaciones.
Las reglas del sistema de cargos, abonos y garantías que regirán en los SEIE serán aprobadas por la Secretaría General de Energía del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.
DISPOSICIÓN ADICIONAL CUARTA. Tipo de interés mensual a aplicar y prima para 2006. DISPOSICIÓN ADICIONAL QUINTA. Cierre de energía en los SEIE. A partir del 1 de julio de 2009, el cierre de la energía adquirida por los comercializadores y consumidores directos en SEIE se realizará según lo dispuesto en la disposición adicional segunda del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica.
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. 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. DISPOSICIÓN TRANSITORIA QUINTA. Sistema de Liquidaciones y Garantías.
Artículos 11 (apdo. 4.2) y 12 (apdos. 2, 4, 7, 8, 9, 10 y 12):
Redacción según Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de 2008. Artículos 6 (apdo. 2), 9 (apdo. 1), 13, 15, y 17; Disposiciones adicional cuarta, transitoria segunda y transitoria cuarta;
Suprimido por Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio, por la que se regulan diferentes aspectos de la normativa de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares. Artículo 13 (apdos. 1 y 2):
Suprimido por Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de 2008. Artículos 10 y 12 (apdos. 2 y 6); Disposiciones adicional segunda (primer párrafo), adicional tercera (segundo párrafo) y transitoria quinta (apdo. 2):
Redacción según Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir de 1 de enero de 2009. Artículo 9 (apdo. 4):
Suprimido por Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir de 1 de enero de 2009. Artículo 10 (apdos. 1.c y 1.d -anterior 1.c-):
Redacción según Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica. Disposición adicional quinta:
Añadida por Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica. Artículo 7 (apdo. 3.5):
Redacción según Orden ITC/1857/2008, de 26 de junio, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de julio de 2008. (BOE. núm. 156, de 28 de junio de 2008).
Artículo 6 bis;
Añadido por Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio, por la que se regulan diferentes aspectos de la normativa de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares. Artículos 7 (apdo. 3.3 y 3.4), 8, 10 (apdo. 1), 11, 12 (apdos. 2 término PREP(h) y 3 a 7) y 14; Disposición adicional segunda (tercer párrafo);
Redacción según Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio, por la que se regulan diferentes aspectos de la normativa de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares. Anexos omitidos, pueden consultarse en el BOE. núm. 77, de 31 de marzo de 2006.
ORDEN ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de 2008ORDEN ITC/1857/2008, de 26 de junio, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de julio de 2008RESOLUCIÓN de 20 de julio de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se anota que Gaselec Diversificación, S.L. está autorizada para vender energía eléctrica libremente a los consumidores del Sistema Eléctrico de Melilla, en la Sección 2ª del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Directos en MercadoRESOLUCIÓN de 20 de julio de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se anota que Unión Fenosa Comercial, S.L. está autorizada para vender energía eléctrica libremente a los consumidores de los Sistemas Eléctricos de Baleares y Canarias, en la Sección 2ª del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Directos en MercadoRESOLUCIÓN de 30 de julio de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se anota que E.ON Energía, S.L. está autorizada para vender energía eléctrica libremente a los consumidores de los sistemas eléctricos de Baleares y Canarias, en la Sección 2ª del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Directos en MercadoRESOLUCIÓN de 28 de octubre de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se anota definitivamente que Gas Natural Electricidad SDG, S.A. está autorizada para vender energía eléctrica libremente a los consumidores de los sistemas eléctricos de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla, en la Sección 2ª del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Directos en MercadoRESOLUCIÓN de 28 de octubre de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se anota definitivamente que Gas Natural Servicios SDG, S.A. está autorizada para vender energía eléctrica libremente a los consumidores de los sistemas eléctricos de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla, en la Sección 2ª del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Directos en MercadoRESOLUCIÓN de 27 de noviembre de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se autoriza definitivamente a la Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A. a ejercer la actividad de comercialización y se procede a su inscripción definitiva en la Sección 2ª del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Directos en MercadoRESOLUCIÓN de 26 de noviembre de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se anota definitivamente que Céntrica Energía Generación S.L.U. está autorizada para vender energía eléctrica libremente a los consumidores de los sistemas eléctricos de Ceuta y Melilla, de la inscripción de dicha empresa en la Sección 2ª del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Directos en MercadoRESOLUCIÓN de 26 de noviembre de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se anota definitivamente que Céntrica Energía Generación S.L.U. está autorizada para vender energía eléctrica libremente a los consumidores de los sistemas eléctricos de Baleares y Canarias, de la inscripción de dicha empresa en la Sección 2ª del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Directos en MercadoRESOLUCIÓN de 26 de noviembre de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se anota definitivamente que Céntrica Energía S.L.U. está autorizada para vender energía eléctrica libremente a los consumidores de los sistemas eléctricos de Ceuta y Melilla, de la inscripción de dicha empresa en la Sección 2ª del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Directos en MercadoRESOLUCIÓN de 26 de noviembre de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se anota definitivamente que Céntrica Energía S.L.U. está autorizada para vender energía eléctrica libremente a los consumidores de los sistemas eléctricos de Baleares y Canarias, de la inscripción de dicha empresa en la Sección 2ª del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Directos en MercadoRESOLUCIÓN de 26 de noviembre de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se anota definitivamente que Endesa Energía, S.A.U. está autorizada para vender energía eléctrica libremente a los consumidores de los sistemas eléctricos de Baleares y Canarias de la inscripción de dicha empresa en la Sección 2ª del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Directos en MercadoRESOLUCIÓN de 26 de noviembre de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se anota definitivamente que Hidrocantábrico Energía, S.A.U. está autorizada para vender energía eléctrica libremente a los consumidores de los sistemas eléctricos de Baleares, Canarias y Ceuta, de la inscripción de dicha empresa en la Sección 2ª del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Directos en MercadoRESOLUCIÓN de 26 de noviembre de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se anota definitivamente que Iberdrola S.A. está autorizada para vender energía eléctrica libremente a los consumidores de los sistemas eléctricos de Baleares y Canarias de la inscripción de dicha empresa en la Sección 2ª del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Directos en MercadoRESOLUCIÓN de 27 de noviembre de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se anota definitivamente que Nexus Energía, S.A. está autorizada para vender energía eléctrica libremente a los consumidores de los sistemas eléctricos de Baleares, Canarias y Melilla, de la inscripción de dicha empresa en la Sección 2ª del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Directos en MercadoRESOLUCIÓN de 10 de diciembre de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se realiza anotación al margen de la inscripción de Acciona Green Energy Developments, S.L. en la Sección 2ª del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Directos en MercadoORDEN ITC/1559/2010, de 11 de junio, por la que se regulan diferentes aspectos de la normativa de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsularesREAL Decreto 1614/2010, de 7 de diciembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica a partir de tecnologías solar termoeléctrica y eólicaREAL Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre, por el que se regulan los efectos de la entrada en funcionamiento del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el balear, y se modifican otras 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