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.

Tmbuque: Tamaño medio de buque, expresado en MWh

Canon de almacenamiento de GNL expresado en €/MWh:

Tv

×

NAGNL

100 (1 – mt)

Donde:

Tv: Canon de almacenamiento de GNL, expresado en cts/MWh/día.

NAGNL: Número de días medio de almacenamiento de GNL en las plantas de regasificación.

Coste de almacenamiento subterráneo, expresado en €/MWh y calculado de acuerdo a la fórmula siguiente:

Donde:

Tf: Término fijo del canon de almacenamiento subterráneo, expresado cts/kWh/mes.

Tvi: Término variable de inyección del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh.

Tve: Término variable de extracción del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh.

ATRf: Componente fijo mensual del coste de acceso de terceros a las instalaciones gasistas, excluido término de conducción y expresado en €, que se calculará como la suma de de los peajes y cánones siguientes:

Término fijo del peaje de regasificación, expresado en €:

Tfr

×

Qf × %GNL

100

(1 – mt)

Donde:

Tfr: Término fijo del peaje de regasificación en vigor, expresado en cts/kWh/día/mes.

Qf: Caudal diario contratado por el grupo en el punto de salida. Se tomará el caudal aplicado en la facturación del término fijo del término de conducción del peaje de transporte y distribución, expresado en kWh/día.

Término fijo del peaje de reserva de capacidad expresado en €/mes:

Donde:

Tfe: Término de reserva de capacidad, expresado en cts/kWh/día/mes.

FC: Facturación mensual del término de conducción del peaje de transporte y distribución, expresada en €.

1. Los términos %GNL, Tmbuque, y NAGNL se actualizarán anualmente de acuerdo a los datos proporcionados por el Gestor Técnico del Sistema. Los coeficientes de mermas mt y mr serán los aprobados en la legislación vigente.

Para el año 2010 se emplearán los valores de %GNL = 0,74, Tmbuque = 650.343 MWh, y NAGNL = 8,2 días.

1. El precio del gas natural prc(i,h,j) definido en el apartado 1 de este artículo será fijado semestralmente, en los meses de enero y julio por la Dirección General de Política Energética y Minas.

A efectos del cálculo de la prima de funcionamiento para cada grupo generador, se aprobará el valor de prc(i,h,j) para aquellos meses de los que se dispongan datos definitivos, procediéndose a regularizar el coste de combustible por la diferencia entre los precios reales de los valores indicados en dicho mes y los inicialmente previstos para realizar el despacho.

A efectos del despacho de costes variables de generación, el valor de prc(i,h,j) a utilizar en el semestre siguiente será el último valor de prc(i,h,j) aprobado con carácter definitivo.

Para el primer semestre de aplicación de este artículo, se utilizará el mismo procedimiento, empleando el último valor de aduanas disponible y considerando como valor «V» el que resulte de multiplicar el caudal diario contratado Qf por 30 y por el factor 0,85.

Redactados los apartados 1 y 2 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 194, de 11 de agosto de 2010. Ref. BOE-A-2010-12972.

Artículo 2. Establecimiento del precio del gas natural a efectos de la retribución de los grupos de generación del sistema eléctrico balear.

1. El valor prc(i,h,j) definido en el artículo 6 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, correspondiente a los grupos generadores del sistema eléctrico balear cuando utilicen gas natural, se calculará de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

prc(i,h,j): Precio del gas natural utilizado por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora h, expresado en €/Tm.

C: Coste mensual de combustible definido en el siguiente apartado, expresado en €.

PC: Poder calorífico del gas natural consumido por el grupo, aplicado en la facturación mensual, expresado en kWh/m3.

V: Volumen mensual del gas natural consumido, expresado en MWh.

ρr: Densidad relativa del gas natural consumido por el grupo correspondiente en el periodo de facturación y proporcionada por el Gestor Técnico del Sistema.

ρaire: Densidad del aire de 1,2215 kg/m3, calculada según la metodología CIPM-1981/91, tomando una temperatura ambiente de 15º C, una humedad relativa del 50% y una presión relativa de 1013,25 hPa.

A los efectos del cálculo de pr(i,h,j) definido en el artículo 6 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, el valor de pci(i,h,j) será el dato medio mensual proporcionado por el Gestor Técnico del Sistema que corresponda al punto de entrega del grupo i del sistema eléctrico aislado j.

1. El coste mensual de combustible «C», expresado en €, para cada grupo generador de las islas Baleares alimentado por gas natural, será el resultado de aplicar la siguiente fórmula:

C(€) = V × [Pm × (1 + mr + mt) + ATRv]

Donde:

V: Volumen mensual del gas natural consumido, expresado en MWh.

Pm: Coste medio mensual de aprovisionamiento del gas natural licuado (GNL) en el mes de consumo, expresado en €/MWh, y publicado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en el «Informe Mensual de supervisión del mercado mayorista del gas».

mr y mt: Mermas de regasificación y transporte en vigor, respectivamente, expresadas en tanto por uno.

ATRv: Componente variable del coste de acceso a las instalaciones gasistas, excluido el término de conducción y expresado en €/MWh, que se calculará como la suma de los peajes y cánones siguientes:

a) Término variable del peaje de regasificación, expresado en €/MWh:

Donde:

Tvr: Término variable del peaje de regasificación en vigor, expresado en cts/kWh.

%GNL: Porcentaje de entradas de gas natural en forma de GNL en el sistema gasista español en relación con el total, expresado en tanto por uno.

b) Peaje de descarga de buques expresado en €/MWh:

Donde:

Tfd: Término fijo de descarga de buques, planta de Cartagena, expresado en €/buque.

Tvd: Término variable de descarga de buques, planta de Cartagena, expresado en cts/kWh.

Tmbuque: Tamaño medio de buque, expresado en MWh.

c) Canon de almacenamiento de GNL expresado en €/MWh:

Donde:

Tv: Canon de almacenamiento de GNL, expresado en cts/MWh/día.

NAGNL: Número de días medio de almacenamiento de GNL en las plantas de regasificación.

d) Coste de almacenamiento subterráneo, expresado en €/MWh y calculado de acuerdo a la fórmula siguiente:

Donde:

Tf: Término fijo del canon de almacenamiento subterráneo, expresado cts/kWh/mes.

Tvi: Término variable de inyección del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh.

Tve: Término variable de extracción del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh.

1. Los términos %GNL, Tmbuque, y NAGNL se actualizarán anualmente de acuerdo a los datos proporcionados por el Gestor Técnico del Sistema. Los coeficientes de mermas mt y mr serán los aprobados en la legislación vigente.

Para el año 2010 se emplearán los valores de %GNL = 0,74, Tmbuque = 650.343 MWh, y NAGNL = 8,2 días.

1. El precio del gas natural prc(i,h,j) definido en el apartado 1 será fijado semestralmente, en los meses de enero y julio por la Dirección General de Política Energética y Minas.

A efectos del cálculo de la retribución por costes variables para cada grupo generador, se aprobará el valor de prc(i,h,j) para aquellos meses de los que se dispongan datos definitivos, procediéndose a regularizar el coste de combustible por la diferencia entre los precios reales de los valores indicados en dicho mes y los inicialmente previstos para realizar el despacho.

1. Adicionalmente, en las resoluciones que fijen el precio del gas natural se aprobarán las cuantías a reconocer a cada grupo en concepto del componente fijo mensual del coste de acceso de terceros a las instalaciones gasistas.

El componente fijo mensual del coste de acceso de terceros a las instalaciones gasistas, CAF se obtendrá como sigue:

CAF= ATRf + FC

a) ATRf: Componente fijo mensual del coste de acceso de terceros a las instalaciones gasistas, excluido término de conducción y expresado en €, que se calculará como la suma de los peajes y cánones siguientes:

1.º Término fijo del peaje de regasificación, expresado en €:

Donde:

Tfr: Término fijo del peaje de regasificación en vigor, expresado en cts/kWh/día/mes.

Qf: Caudal diario contratado por el grupo en el punto de salida. Se tomará el caudal aplicado en la facturación del término fijo del término de conducción del peaje de transporte y distribución, expresado en kWh/día.

2.º Término fijo del peaje de reserva de capacidad expresado en €/mes:

Donde:

Tfe: Término de reserva de capacidad, expresado en cts/kWh/día/mes.

FC: Facturación mensual del término de conducción del peaje de transporte y distribución, expresada en €.

1. A efectos del despacho de costes variables de generación, el valor de prc(i,h,j) a utilizar en el semestre siguiente será el que resulte del cálculo de la media de los últimos valores de prc(i,h,j) aprobados con carácter definitivo de todos los grupos pertenecientes a un mismo territorio no peninsular.

Se modifican los apartados 2, 4 y se añaden los apartados 5 y 6 por la disposición final 3 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio. Ref. BOE-A-2015-8646.

Redactados los apartados 1 y 2 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 194, de 11 de agosto de 2010. Ref. BOE-A-2010-12972.

Artículo 2. Establecimiento del precio del gas natural a efectos de la retribución de los grupos de generación del sistema eléctrico balear.

1. El valor prc(i,h,j) definido en el artículo 6 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, correspondiente a los grupos generadores del sistema eléctrico balear cuando utilicen gas natural, se calculará de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

prc(i,h,j): Precio del gas natural utilizado por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora h, expresado en €/Tm.

C: Coste mensual de combustible definido en el siguiente apartado, expresado en €.

PC: Poder calorífico del gas natural consumido por el grupo, aplicado en la facturación mensual, expresado en kWh/m3.

V: Volumen mensual del gas natural consumido, expresado en MWh.

ρr: Densidad relativa del gas natural consumido por el grupo correspondiente en el periodo de facturación y proporcionada por el Gestor Técnico del Sistema.

ρaire: Densidad del aire de 1,2215 kg/m3, calculada según la metodología CIPM-1981/91, tomando una temperatura ambiente de 15º C, una humedad relativa del 50% y una presión relativa de 1013,25 hPa.

A los efectos del cálculo de pr(i,h,j) definido en el artículo 6 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, el valor de pci(i,h,j) será el dato medio mensual proporcionado por el Gestor Técnico del Sistema que corresponda al punto de entrega del grupo i del sistema eléctrico aislado j.

2. El coste mensual de combustible «C», expresado en euros (€), para cada grupo generador de las Islas Baleares alimentado por gas natural, será el resultado de aplicar la siguiente fórmula:

C(€) = V · [Pm · (1 + mr + mt) + ATRv]

Donde:

V: Volumen mensual del gas natural consumido, expresado en MWh.

Pm: Coste medio mensual de aprovisionamiento del gas natural licuado (GNL) en el mes de consumo, expresado en euros/MWh, y publicado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en el «Informe Mensual de supervisión del mercado mayorista del gas».

mr y mt: Mermas de regasificación y transporte en vigor, respectivamente, expresadas en tanto por uno.

ATRv: Componente variable del coste de acceso a las instalaciones gasistas, expresado en euros/MWh, que se calculará como la suma de los siguientes peajes y cánones más los cargos unitarios, allí donde sean de aplicación:

a) Coste variable del peaje de regasificación, expresado en euros/MWh:

Donde:

TVR: Término de volumen del peaje de regasificación, expresado en euros/kWh.

%GNL: Porcentaje de entradas de gas natural en forma de GNL en el sistema gasista español en relación con el total, expresado en tanto por uno.

b) Coste variable del peaje de descarga de buques expresado en euros/MWh:

Donde:

TFdescarga: Término fijo medio de descarga de buques, calculado como el valor medio de los buques descargados, expresado en €/buque.

Se adicionará a este término el valor medio de las primas de cada mes resultantes de las subastas de capacidad anual, ponderadas por el número de slots asignados cada mes.

TVdescarga: Término variable del peaje de descarga de buques, expresado en €/kWh.

Tmbuque: Tamaño medio de buque, expresado en m3/buque.

fconv: Factor de conversión de m3 de GNL a kWh expresado en kWh/m3.

c) Coste variable del peaje de almacenamiento de GNL expresado en euros/MWh:

Donde:

TVGNL: Término variable del peaje de almacenamiento de GNL, expresado en euros/kWh.

NAGNL: Número medio de días al año de almacenamiento de GNL en las plantas de regasificación.

d) Coste variable del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en euros/MWh:

Donde:

Tf: Canon de almacenamiento subterráneo, expresado euros/(kWh/día)/año.

En el caso de que esta capacidad se adjudique por subasta, a este término se le adicionará la prima de la subasta de capacidad anual.

Tve: Canon de extracción de almacenamiento subterráneo, expresado en euros/(kWh/día)/año.

Tvi: Canon de inyección de almacenamiento subterráneo, expresado en euros/(kWh/día)/año.

TVen: Término de volumen del peaje de entrada a la red de transporte, en euros/kWh.

TVsa: Término de volumen del peaje de salida de la red de transporte, en euros/kWh.

e) Coste variable del peaje de entrada a la red de transporte, expresado en euros/MWh y calculado de acuerdo a la fórmula siguiente:

Donde:

TVen: Término de volumen del peaje de entrada a la red de transporte definido en el apartado anterior.

1. Los parámetros empleados en el cálculo del término fijo de descarga de buques se actualizarán anualmente de acuerdo a los datos proporcionados por el Gestor Técnico del Sistema. Los coeficientes de mermas mt y mr a emplear serán los aprobados en la legislación vigente en el periodo de cálculo.

1. El precio del gas natural «prc(i,h,j)», definido en el apartado 1 de este artículo será fijado semestralmente por la Dirección General de Política Energética y Minas.

A efectos del cálculo de la retribución por costes variables para cada grupo generador, se aprobará el valor del «prc(i,h,j)» para aquellos meses de los que se dispongan datos definitivos, procediéndose a regularizar el coste de combustible por la diferencia entre los precios reales de los valores indicados en dicho mes y los inicialmente previstos para realizar el despacho.

1. Adicionalmente, en las resoluciones que fijen el precio del gas natural se aprobarán las cuantías a reconocer a cada grupo en concepto del componente fijo mensual del coste de acceso de terceros a las instalaciones gasistas.

El componente fijo mensual del coste de acceso de terceros a las instalaciones gasistas, CAF se obtendrá como sigue:

CAF= ATRf + Pfred

a) ATRf: Componente fijo mensual del coste de acceso de terceros a plantas de regasificación, almacenamiento de GNL y entrada en la red de transporte, expresado en euros. Se calculará mediante las fórmulas siguientes, añadiendo en los puntos donde sean de aplicación los cargos y la media ponderada de las primas de las subastas de asignación de capacidad anual celebradas que correspondiesen.

1.º Coste fijo del peaje de regasificación, expresado en euros:

Donde:

TCR: Término de capacidad del peaje de regasificación en vigor, expresado en euros/(kWh/día)/año.

Qf: Caudal diario contratado por el grupo en el punto de salida. Se tomará el caudal aplicado en la facturación del término fijo del peaje de red local, expresado en kWh/día.

2.º Coste fijo del peaje de entrada a la red de transporte, expresado en euros:

Donde:

TEn: Media ponderada del término de capacidad del peaje de entrada de la red de transporte, expresado en euros/(kWh/día)/año. Este valor se calculará ponderando los diferentes términos aplicados en los puntos de entrada de acuerdo a la distribución de las entradas de gas que proporcione el Gestor Técnico del Sistema.

3.º Coste fijo del peaje de almacenamiento de GNL, expresado en euros:

Donde:

TCGNL: Término de capacidad del peaje de almacenamiento de GNL, expresado en euros/(kWh/día) /año.

FCa: Factor de carga de la contratación de capacidad de almacenamiento de GNL, calculado en función de la capacidad equivalente contratada y el nivel medio de existencias de GNL.

Este factor de carga se actualizará anualmente mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.

b) Pfred: Facturación mensual de los peajes aplicados en el punto de salida.

1. A efectos del despacho de costes variables de generación, el valor del prc(i,h,j) a utilizar en el semestre siguiente será el que resulte del cálculo de la media de los últimos valores del prc(i,h,j) aprobados con carácter definitivo de todos los grupos pertenecientes a un mismo territorio no peninsular, añadiendo la parte de la facturación mensual de los peajes aplicados en el punto de salida que se corresponda con la componente variable de los mismos, expresados en euros/MWh.

Para ello, se considerará la facturación mensual en euros de la componente variable de los peajes aplicados en el punto de salida y el volumen mensual del gas natural consumido (V), expresado en MWh.

Se modifica, con efectos de 1 de octubre de 2021, por el art. único.1 a 5 de la Orden TED/1021/2021, de 27 de septiembre. Ref. BOE-A-2021-15775

Téngase en cuenta, para estas modificaciones, el periodo transitorio establecido en la disposición transitoria única de la citada orden.

Se modifican los apartados 2, 4 y se añaden los apartados 5 y 6 por la disposición final 3 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio. Ref. BOE-A-2015-8646.

Redactados los apartados 1 y 2 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 194, de 11 de agosto de 2010. Ref. BOE-A-2010-12972.

Artículo 2. Establecimiento del precio del gas natural a efectos de la retribución de los grupos de generación del sistema eléctrico balear.

(Derogado).

Se deroga por la disposición derogatoria única de la Orden TED/1315/2022, de 23 de diciembre. Ref. BOE-A-2022-23752

Se modifica, con efectos de 1 de octubre de 2021, por el art. único.1 a 5 de la Orden TED/1021/2021, de 27 de septiembre. Ref. BOE-A-2021-15775

Téngase en cuenta, para estas modificaciones, el periodo transitorio establecido en la disposición transitoria única de la citada orden.

Se modifican los apartados 2, 4 y se añaden los apartados 5 y 6 por la disposición final 3 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio. Ref. BOE-A-2015-8646.

Redactados los apartados 1 y 2 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 194, de 11 de agosto de 2010. Ref. BOE-A-2010-12972.

Redactado el apartado 1.a) conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 194, de 11 de agosto de 2010. Ref. BOE-A-2010-12972.

Disposición transitoria primera. Adaptación de los grupos de generación del sistema eléctrico balear con motivo del cambio de combustible a gas natural.

Los grupos de generación del sistema eléctrico balear, durante el periodo en que se encuentren realizando los trabajos de reconversión para su adaptación al cambio de combustible a gas natural, serán considerados disponibles a efectos de la retribución por garantía de potencia prevista en el artículo 3 de la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo, siempre que se cumplan las siguientes condiciones:

1. Que antes del 31 de agosto de 2010 el titular de los grupos remita al Operador del Sistema el plan de adaptación de los grupos, con el detalle de los plazos de realización de los trabajos, y éste dé su aceptación al respecto.

1. Que el plazo de reconversión no sea superior a dos meses para cada grupo.

1. Que todas las plantas que tengan previsto utilizar este combustible hayan terminado su reconversión antes del 31 de diciembre de 2010.

No obstante, por causas excepcionales, la Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe del operador del sistema, podrá autorizar la ampliación de estos plazos hasta el 31 de octubre de 2011.

Se modifica el párrafo último por la disposición final 1 de la Orden ITC/2452/2011, de 13 de septiembre. Ref. BOE-A-2011-14782.

Redactado el apartado 3 conforme a la corrección de errores publicada en BOE núm. 194, de 11 de agosto de 2010. Ref. BOE-A-2010-12972.

Durante la realización de las pruebas los grupos se considerarán disponibles a los efectos de su retribución por garantía de potencia definida en el artículo 3 de la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo.

Para la realización de las pruebas se seguirá el siguiente proceso:

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.

La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá sobre el listado de grupos de generación que deben realizar las pruebas y lo notificará al operador del sistema y a las empresas propietarias de los grupos.

A estos efectos, el titular de las instalaciones deberá proporcionar al operador del sistema el histórico de consumos específicos de todos los grupos de los SEIE a su carga media y, en caso de estar disponible, a plena carga, al 75% de carga y al mínimo técnico. Asimismo deberá proporcionar el histórico de composición y poder calorífico del combustible de cada grupo.

En los grupos de carbón, además de las pruebas con este combustible, también se realizarán pruebas con 100% Fuel-Oil siguiendo los procedimientos de prueba de grupos de fuel. Los grupos que pueden consumir dos tipos de combustible deberán hacer las pruebas de rendimiento con cada uno de ellos.

No obstante, en la Resolución por la que se apruebe la muestra de instalaciones a las que se van a realizar las pruebas de rendimiento, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá exceptuar a las instalaciones de realizar las pruebas de rendimiento con algún combustible o podrá establecer que las pruebas se realicen con la muestra de combustible habitual de funcionamiento.

b) 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.

c) 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.

d) 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.

1. La Dirección General de Política Energética y Minas revisará cada cuatro años los valores de los parámetros anteriores atendiendo a la evolución de las diferentes tecnologías.»

Dos. Se modifican los apartados 3.3 y 3.4 del artículo 7, que quedan redactados del siguiente modo:

«3.3 Para el Fuel 1250’’ Redwood y el Fuel Oil n.° 1 (2,7 por ciento de azufre), se establecerá por composición porcentual en peso de la media aritmética de las cotizaciones altas de Gasoil 0,1 por ciento (14 por ciento) y Fuel Oil 3,5 por ciento (86 por ciento) en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera) publicadas en el Platts European Marketscan.

3.4. Para el Diesel Oil, se establecerá por composición porcentual en peso de la media aritmética de las cotizaciones altas de Gasoil 0,1 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.»

Tres. Se modifica el artículo 8, que queda redactado como sigue:

«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:

1. 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.

1. Precio final horario de generación en cada sistema extrapeninsular (PFG (h)) calculado conforme a lo establecido en el segundo apartado del artículo 9.

1. 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.

1. Energías producidas y adquiridas por los agentes calculadas de acuerdo con lo establecido en el presente capítulo.»

Cuatro. Se suprime el apartado 1 del artículo 9.

Cinco. Se modifica el apartado primero del artículo 10, que queda redactado de la siguiente manera:

«10.1 Liquidaciones mensuales y sus avances diarios:

a) El operador del sistema calculará y publicará las liquidaciones mensuales y sus avances diarios, con la periodicidad, frecuencia y condiciones generales establecidas en las reglas del sistema de liquidaciones y garantías de pago de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

b) 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.»

Seis. Se modifica el artículo 11, que queda redactado en los siguientes términos:

«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.

1. Régimen ordinario y régimen especial: La energía a liquidar e(e,h,j) es la medida en barras de central de la unidad de producción e en régimen ordinario o en régimen especial obtenida como suma de las medidas de sus puntos frontera, en la hora h y en el sistema eléctrico aislado j.

1. Comercializadores y consumidores directos: La energía a liquidar con cierre de medidas del comercializador o consumidor directo c, en la hora h y en el sistema eléctrico aislado j, EDC(c,h,j), es la medida elevada a barras de central de la energía consumida en los puntos frontera de sus consumidores.

EDC(c,h,j) = ∑ta EDC (c,h,j,ta)

Donde:

EDC (c,h,j,ta) es la energía en barras de central, en la hora h y en el sistema eléctrico aislado j, consumida por el comercializador o consumidor directo c en tarifa de acceso ta calculada según la fórmula siguiente:

EDC (c,h,j,ta) = ∑nt [MPFCnt,ta (c,h,j) × (1 + CPERnt,ta (h,j))]

Siendo:

MPFCnt,ta(c,h,j) Suma de las medidas de la energía consumida en los puntos frontera de consumidores del comercializador o consumidor directo c a nivel de tensión nt y tarifa de acceso ta, en la hora h y en el sistema eléctrico aislado j

CPERnt,ta(h,j) Coeficiente de pérdidas para contratos de acceso en puntos de suministro a consumidores con nivel de tensión nt y tarifa de acceso ta y para el periodo tarifario que corresponda para la hora h en el sistema eléctrico aislado j establecido para tarifa de acceso ta en la normativa vigente.

En las liquidaciones sin cierre de medidas, la energía a liquidar EDC(c,h,j) a comercializadores o consumidores directos c en la hora h y en el sistema aislado j, es el valor de su previsión de consumo más la parte que le corresponde del descuadre de energía del sistema eléctrico aislado j.

EDC(c,h,j) = EDCp (c,h,j) + SALDOENE(c,h,j)

Siendo:

EDCp(c,h,j) Energía correspondiente a la previsión de demanda para la hora h del comercializador o consumidor directo c, que están obligados a comunicar al Operador del Sistema según se establece en el artículo 4 del Real Decreto 1747/2003 de 19 de diciembre. A estos efectos los programas de energía estarán referidos directamente a barras de central.

SALDOENE(c,h,j) Asignación al comercializador o consumidor directo c del descuadre de energía de cada sistema eléctrico aislado j en la hora h, SALDOENE(h,j).

La asignación se realizará de forma proporcional a la previsión de cada comercializador o consumidor directo según la fórmula siguiente:

SALDOENE (c,h,j)= SALDOENE(h,j) × EDCp(c,h,j)/ ∑cEDCp(c,h,j)

1. Cierre de energía.

En las liquidaciones sin cierre de medidas, el descuadre de energía del sistema eléctrico aislado j se asignará a los comercializadores y consumidores directos en proporción a sus programas de energía según lo indicado en el apartado anterior.

En las liquidaciones con cierre de medidas, el cierre de energía, CIERRE(h,j), de cada sistema eléctrico aislado j en la hora h, se calcula como la diferencia entre las pérdidas de transporte y distribución y las pérdidas estándares calculadas en cada sistema eléctrico aislado, según lo establecido en la disposición adicional segunda del Real Decreto 485/2009.

CIERRE(h,j) = PRTD (h,j) - ∑ta ∑nt [MPFCc,nt,ta × 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(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 × CPERnt,ta]

CIERRE(h,j) = - ∑e e(e,h,j) - ∑c EDC (c,h,j)”

Siete. Se modifica la definición del término PREP(h) contenida en el apartado 2 del artículo 12, que queda como a continuación se transcribe:

«PREP(h): Precio del mercado diario en la hora h.»

Ocho. Se modifican los apartados 3 a 7 del artículo 12, que quedan redactados como sigue:

«3. Obligación de pago por la energía adquirida por las empresas comercializadoras y consumidores directos.

Cada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por su adquisición de energía que se calculará según la siguiente expresión:

CAC(c,h,j) = EDC(c,h,j) PMCP(h)

Siendo:

CAC(c,h,j): Coste de la energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h.

EDC(c,h,j): Energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 2 del artículo 11.

PMCP(h): Precio medio final de adquisición de la energía para los consumidores directos y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h excluidos los pagos por capacidad y el coste de los desvíos.

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 comercializadores y consumidores directos a la estructura estacional de la demanda del SEIE de su ámbito territorial, en cuyo caso los valores de PMCP(h) se obtendrían en función de lo establecido en la disposición que regule la citada adaptación de precios.

El precio de adquisición de energía definido en este apartado no será de aplicación a los comercializadores de último recurso en los SEIE por la energía eléctrica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de último recurso. El precio de adquisición de esta energía será el establecido en la disposición adicional decimoquinta 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.

1. Obligación de pago por capacidad para las empresas comercializadoras y consumidores directos.

Cada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por capacidad que se calculará según la siguiente expresión:

PCAP(c,h,j) = ∑t EDC(c,h,j,ta) PCAP(h,ta)

Siendo:

PCAP(c,h,j): Coste del pago por capacidad para la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h

EDC(c,h,j,ta): Energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h en la tarifa de acceso ta. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 2 del artículo 11.

PCAP(h,ta): Precio del pago por capacidad para la demanda en la hora h para la tarifa de acceso ta establecido en la normativa vigente.

La obligación de pago por capacidad definida en este apartado no será de aplicación a los comercializadores de último recurso en los SEIE por la energía eléctrica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de último recurso.

1. Obligación de pago por coste de desvíos para las empresas comercializadoras y consumidores directos.

Cada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema eléctrico aislado j tendrá una obligación de pago por coste de desvíos que se calculará según la siguiente expresión:

CDSV(c,h,j) = Abs(EDC(c,h,j) - EDCp(c,h,j)) CDSVPEN (h)

Siendo:

CDSV(c,h,j): Obligación de pago por coste de desvíos para la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h.

EDC(c,h,j): Energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 2 del artículo 11.

EDCp (c,h,j): Previsión de compras en barras de central de la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h comunicada al despacho según lo dispuesto en los procedimientos de operación.

CDSVPEN(h): Coste medio de los desvíos de los consumidores directos y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h.

La obligación de pago por coste de desvíos definida en este apartado no será de aplicación a los comercializadores de último recurso en los SEIE por la energía eléctrica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de último recurso.

1. Obligación de pago por la energía adquirida por los generadores en régimen ordinario y en régimen especial.

En el caso que la energía medida en barras de central del generador e en régimen ordinario o en régimen especial que participa en el despacho de generación sea negativa por consumo de servicios auxiliares, su obligación de pago por la energía adquirida se calculará según la siguiente expresión:

CAG(e,h,j) = -e(e,h,j) PMD(h); siempre que: e(e,h,j) < 0

Siendo:

CAG(e,h,j): Coste de la energía adquirida por el generador e del sistema eléctrico aislado j en la hora h

e(e,h,j): Energía negativa generada en la hora h por el grupo generador e del sistema extrapeninsular j.

PMD(h): Precio del mercado diario en la hora h.

1. Liquidación del cierre de energía.

En las liquidaciones con cierre de medidas, el cierre de energía de cada subsistema eléctrico aislado j en la hora h, calculado según lo dispuesto en el apartado 3 del artículo 11, se valorará al precio del mercado diario en la hora h.

Los derechos de cobro por cierres positivos y las obligaciones de pago por cierres negativos se liquidarán en la cuenta del operador del sistema. El saldo resultante tendrá la consideración de ingreso o coste liquidable del sistema a los efectos del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento, y como tal se incluirá en las liquidaciones de las actividades reguladas según establece 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.»

Nueve. Se modifica el artículo 14, cuya redacción pasa a ser la que sigue:

«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:

PrF(i,h,j) = [D/S(i,h,j) D/S(h)] / E(i,h,j)

Siendo:

D/S(i,h,j) D/S(h): El importe del déficit/superávit distribuido al generador i según lo dispuesto en el apartado 10 del artículo 12.

E(i,h,j): Energía neta medida en barras de central aportada por el grupo i del sistema eléctrico aislado j en la hora h.»

Diez. Se modifica el tercer párrafo de la disposición adicional segunda, que queda redactado de la manera siguiente:

«Los cobros y pagos de los sistemas peninsulares, extrapeninsulares e insulares podrán realizarse conjuntamente, sin perjuicio de que en los SEIE la facturación se calcule para cada sistema eléctrico de forma independiente.»

Once. Se suprimen el apartado 2 del artículo 6, los artículos 13, 15 y 17, la disposición transitoria segunda, la disposición transitoria cuarta y la disposición adicional cuarta.