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Resoluci髇 de 3 de julio de 2015, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, por la que se establece el procedimiento de c醠culo de los costes reales para la realizaci髇 de la liquidaci髇 definitiva anual del a駉 2011, correspondiente a la aplicaci髇 del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica

Ficha:
  • 觬gano MINISTERIO DE INDUSTRIA, ENERGIA Y TURISMO
  • Publicado en BOE n鷐. 164 de
  • Vigencia desde 11 de Julio de 2015
Versiones/revisiones:

Sumario

Norma afectada por
Norma posterior
Ir a Norma R Energ韆 16 Feb. 2016 (c醠culo de costes reales para la liquidaci髇 definitiva anual del 2012, correspondiente a la aplicaci髇 del RD 134/2010, procedimiento resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro y modificaci髇 RD 2019/1997)
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V閍se Res. 16 febrero 2016, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, por la que se establece el procedimiento de c醠culo de los costes reales para la realizaci髇 de la liquidaci髇 definitiva anual del a駉 2012, correspondiente a la aplicaci髇 del R.D. 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro y se modifica el R.D. 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica (獴.O.E. 22 febrero). Ir a Norma
23/5/2018
AN, Sala de lo Contencioso-administrativo, Secci髇 4, S, 23 May. 2018 (Rec. 651/2015)
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Apartado 1 anulado por Sentencia de la Audiencia Nacional (Sala lo Contencioso-administrativo, Secci髇 4.) de 23 de mayo de 2018,燫ec. 651/2015.

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Ep韌rafe1 del Anexo I anulado por Sentencia de la Audiencia Nacional (Sala lo Contencioso-administrativo, Secci髇 4.) de 23 de mayo de 2018, Rec. 651/2015.

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Ep韌rafe2 del Anexo I anulado por Sentencia de la Audiencia Nacional (Sala lo Contencioso-administrativo, Secci髇 4.) de 23 de mayo de 2018, Rec. 651/2015.

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V閍se Res. 16 febrero 2016, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, por la que se establece el procedimiento de c醠culo de los costes reales para la realizaci髇 de la liquidaci髇 definitiva anual del a駉 2012, correspondiente a la aplicaci髇 del R.D. 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro y se modifica el R.D. 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica (獴.O.E. 22 febrero). Ir a Norma

El Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica, regula el citado mecanismo y define las centrales que quedan obligadas a participar en el mismo como unidades vendedoras, as como la metodolog韆 de c醠culo del precio de retribuci髇 de la energ韆 y la manera de fijar los vol鷐enes m醲imos de producci髇 anuales que pueden ser programados en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro.

El punto 1 del anexo II del citado Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, determina:

獿a Secretar韆 de Estado de Energ韆 podr fijar por resoluci髇 las distintas actuaciones que deber llevar a cabo la Comisi髇 Nacional de Energ韆 para determinar el coste real de los par醡etros fijados en el apartado 3.2.

Antes del 15 de julio los titulares de las centrales deber醤 remitir a la Comisi髇 Nacional de Energ韆 la auditor韆 de cuentas con los requisitos exigidos en el p醨rafo anterior. La Comisi髇 Nacional de Energ韆, de acuerdo con la auditor韆 y la metodolog韆 que se establece en el apartado 3.2, efectuar el c醠culo de los costes reales correspondiente al volumen de energ韆 el閏trica producida por la central, y lo comunicar al operador del sistema quien liquidar el exceso o defecto de retribuci髇 por este concepto a cada central.

En la resoluci髇 de 8 de febrero de 2011, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, por la que se fijan las cantidades de carb髇, el volumen m醲imo de producci髇 y los precios de retribuci髇 de la energ韆, para el a駉 2011 a aplicar en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro se establece que los par醡etros contenidos en dicha resoluci髇 ser醤 revisados por la Comisi髇 Nacional de Energ韆, quien determinar el coste real de aquellos par醡etros fijados en su anexo que requieran de los datos de la auditor韆 de las centrales.

Por su parte, en la Resoluci髇 de 30 de diciembre de 2011, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, por la que se fijan las cantidades de carb髇, el volumen m醲imo de producci髇 y los precios de retribuci髇 de la energ韆 para el a駉 2012 a aplicar en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro, se contempla que la Secretar韆 de Estado de Energ韆 establecer, entre otros, el procedimiento de c醠culo de la liquidaci髇 definitiva de la energ韆 producida por dichas centrales bajo el amparo del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.

En la presente resoluci髇 se da cumplimiento a lo previsto en la normativa citada, de forma que se establece el procedimiento de c醠culo de los costes reales para la realizaci髇 de la liquidaci髇 definitiva anual del a駉 2011, correspondiente a la aplicaci髇 del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica.

La presente resoluci髇 ha sido sometida a tr醡ite de audiencia mediante su env韔 a los interesados como titulares de las instalaciones sometidas al Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, as como a Red El閏trica de Espa馻, S.A., como operador del sistema, y a la Comisi髇 Nacional de Energ韆. La citada Comisi髇 es actualmente la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, en virtud de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creaci髇 de la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia. Se han recibido alegaciones de las empresas titulares de las instalaciones y de la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia.

En su virtud resuelvo:

Primero. Objeto.

La presente resoluci髇 tiene por objeto establecer el procedimiento de c醠culo de los costes reales para la realizaci髇 de la liquidaci髇 definitiva anual del a駉 2011, correspondiente al periodo de efectiva programaci髇 de las instalaciones en aplicaci髇 del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero , por el que se establece el procedimiento de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre , por el que se organiza y regula el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica.

Apartado 1 anulado por Sentencia de la Audiencia Nacional (Sala lo Contencioso-administrativo, Secci髇 4.) de 23 de mayo de 2018,燫ec. 651/2015.

Segundo. C醠culo de los costes reales correspondientes a la aplicaci髇 en el a駉 2011 del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.

1. El c醠culo de los costes reales correspondientes a la aplicaci髇 en el a駉 2011 del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica, ser realizado por la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia de acuerdo con lo previsto en el citado real decreto y aplicando lo dispuesto en el anexo I de la presente resoluci髇, as como los valores que se especifican en el anexo II de esta resoluci髇.

2. La Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia calcular los costes unitarios reales en el a駉 2011 de cada una de las centrales sometidas al procedimiento de restricciones por garant韆 de suministro. Una vez realizado este c醠culo, dicha Comisi髇 realizar el tr醡ite de audiencia de los valores obtenidos y proceder posteriormente a la aprobaci髇 de los costes unitarios reales definitivos.

Para el c醠culo de dichos costes la citada Comisi髇 tomar como referencia los valores previstos en la Resoluci髇 de 8 de febrero de 2011, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, por la que se fijan las cantidades de carb髇, el volumen m醲imo de producci髇 y los precios de retribuci髇 de la energ韆 para el a駉 2011, procediendo a su revisi髇.

3. Una vez aprobados los costes reales definitivos por la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, 閟ta los comunicar al operador del sistema, quien los tendr en cuenta para realizar la regularizaci髇 definitiva de acuerdo con lo previsto en el Procedimiento de Operaci髇 P.O. 14.5 玈aldos de las liquidaciones del operador del sistema a los efectos del Real Decreto 2017/1997, aprobado por Resoluci髇 de 27 de octubre de 2010, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆.

4. En la siguiente liquidaci髇 del ejercicio 2014 que se efect鷈 una vez realizados por el operador del sistema la liquidaci髇 definitiva prevista en el apartado 8 del Procedimiento de Operaci髇 P.O. 14.5 玈aldos de las liquidaciones del operador del sistema a los efectos del Real Decreto 2017/1997, y en todo caso en la liquidaci髇 de cierre del ejercicio 2014, la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, como 髍gano encargado de las liquidaciones, proceder a incorporar las cuant韆s que resulten.

5. Dicha Comisi髇 deber enviar a la Secretar韆 de Estado de Energ韆:

  • a) La informaci髇 sobre los costes reales definitivos comunicados al operador del sistema y sobre la liquidaci髇 que realice a cada instalaci髇 con el detalle de los diferentes conceptos.
  • b) Las cuant韆s efectiva y realmente abonadas por los titulares de cada una de las instalaciones a los diferentes productores de carb髇 aut骳tono que les hayan suministrado en el a駉 2011.

Tercero. Publicaci髇.

La presente resoluci髇 ser publicada en el 獴olet韓 Oficial del Estado.

Cuarto. Efectos.

La presente resoluci髇 surtir efectos a partir del d韆 siguiente al de su publicaci髇 en el 獴olet韓 Oficial del Estado.

ANEXO I

Criterios para realizar el c醠culo de los costes reales correspondientes al a駉 2011 en aplicaci髇 del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero

1. Para cada grupo generador i de aquellas centrales adscritas al procedimiento de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro que se establecen en el anexo II del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero , la retribuci髇 regulada (RRin) se calcular de acuerdo con lo siguiente:

RRi = CGi * EPRi (€)

Donde:

RRi: retribuci髇 regulada, expresada en euros, correspondiente al grupo i en el a駉 2011.

EPRi es la fracci髇 de la energ韆 neta anual generada por el grupo i, expresada en MWh, que ser objeto de una retribuci髇 regulada en la liquidaci髇 definitiva del a駉 2011 al amparo del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero , correspondiente a la producci髇 en el periodo transcurrido desde el inicio de la efectiva programaci髇 de las instalaciones en aplicaci髇 del procedimiento regulado en el citado real decreto hasta el 31 de diciembre de 2011 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen m醲imo anual establecido. A estos efectos, 鷑icamente podr tomarse en consideraci髇 la fracci髇 de la energ韆 neta anual que efectivamente haya sido producida con consumo del carb髇 aut骳tono cuya adquisici髇 ven韆 impuesta por la Resoluci髇 de 8 de febrero de 2011 o, en su caso, con aplicaci髇 de los stock en central en dicha Resoluci髇 autorizados.

Este t閞mino se calcular teniendo en cuenta lo se馻lado en el p醨rafo anterior considerando asimismo el t閞mino correspondiente a la energ韆 efectivamente producida por cada grupo i al amparo de las medidas adicionales para conseguir el cumplimiento de los objetivos previsto para el a駉 2011 contenidas en el anexo I del citado Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero .

CGi es el coste unitario de generaci髇, expresado en €/MWh, que se calcular de acuerdo con lo siguiente:

CGi = CFi + CVi (€/MWh)

Siendo:

CFi: Coste fijo unitario, expresado en €/MWh.

CVi: Coste variable unitario, expresado en €/MWh.

Los t閞minos CFi y CVi se calcular醤 seg鷑 se establece en los siguientes apartados de este anexo.

Ep韌rafe1 del Anexo I anulado por Sentencia de la Audiencia Nacional (Sala lo Contencioso-administrativo, Secci髇 4.) de 23 de mayo de 2018, Rec. 651/2015.

2. El coste fijo unitario CFi, expresado en €/MWh, se calcular considerando, para cada grupo i, la relaci髇 entre el coste fijo anual y la producci髇 de energ韆 el閏trica en el a駉 2011, de acuerdo con lo siguiente:

CFi = [CFAi* (N/365)] / EPCi

Donde:

CFAi es el coste fijo anual del grupo i en el a駉 2011, expresado en euros, que se calcular de acuerdo con el apartado 3 de este anexo.

N: el n鷐ero de d韆s correspondientes al periodo de aplicaci髇 en 2011, que se computar desde la fecha de inicio de aplicaci髇 del proceso de restricciones por garant韆 de suministro previsto en el Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero hasta el 31 de diciembre de 2011.

EPCi es la energ韆 neta producida por el grupo i en el periodo desde la fecha de inicio de la efectiva programaci髇 de las instalaciones en aplicaci髇 del proceso de restricciones por garant韆 de suministro en 2011 hasta el 31 de diciembre de 2011 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen m醲imo anual. En el c髆puto de esta producci髇 no se tendr醤 en cuenta los per韔dos horarios con producci髇 negativa correspondiente a paradas.

Ep韌rafe2 del Anexo I anulado por Sentencia de la Audiencia Nacional (Sala lo Contencioso-administrativo, Secci髇 4.) de 23 de mayo de 2018, Rec. 651/2015.

3. El coste fijo anual CFAi, expresado en euros, se calcular como la suma del coste fijo de operaci髇 y mantenimiento anual CFOMAi y un coste de inversi髇 anualizado CITi:

CFAi = CFOMAi + CITi (€)

Donde:

CFOMAi: Coste fijo de operaci髇 y mantenimiento anual, expresado en euros, que se obtendr como:

CFOMAi = CFOMi * Pi (€)

Siendo:

Pi: Potencia neta de cada grupo i, expresada en MW, calculada a partir de la potencia que figura en la inscripci髇 en el correspondiente registro administrativo de instalaciones de producci髇.

CFOMi: Coste fijo de operaci髇 y mantenimiento unitario, expresado en €/MW. Este coste tomar el valor previsto en el Anexo II de la presente resoluci髇.

CITi: Coste de inversi髇 anualizado, expresado en euros, que se obtendr como:

CITi = Ai + Ri – Cpi (€)

Siendo:

Ai: T閞mino de amortizaci髇 anual Ain, expresado en euros, que se determinar teniendo en cuenta la informaci髇 de las auditor韆s de las centrales participantes en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro, seg鷑 lo establecido en el Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, y su normativa de desarrollo.

CPi: T閞mino de pagos por capacidad efectivamente liquidados por el operador del sistema correspondientes al a駉 2011.

Ri: T閞mino de retribuci髇 financiera, expresado en euros. Este t閞mino para cada grupo i se obtendr aplicando la siguiente f髍mula:

Ri = VNIi * Tr (€)

Donde:

Tr: tasa financiera de retribuci髇 a aplicar en 2011, expresada en tanto por uno, y calculada seg鷑 lo previsto en el Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.

VNIin: Valor neto de la inversi髇, expresado en euros, del grupo i pendiente de amortizar a 31 de diciembre del a駉 2010. Este valor contable ser el resultante de la informaci髇 de las auditor韆s de las centrales participantes en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro, conforme a lo establecido en el Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.

4. El coste variable unitario CVi, expresado en €/MWh, se calcular seg鷑 la siguiente expresi髇:

CVi = CCi + Cfk + CVOMi + CO2i + PEAJEi (€/MWh)

Donde:

CCi: Coste variable unitario asociado al consumo de combustible, expresado en €/MWh, calculado de acuerdo con el presente anexo.

Cfk: Coste variable unitario asociado a mermas de combustible, expresado en €/MWh, que ser el comunicado por la Secretar韆 de Estado de Energ韆 a la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, de acuerdo con lo previsto en el apartado 5.4 de la Resoluci髇 de 30 de diciembre de 2011, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, por la que se fijan las cantidades de carb髇, el volumen m醲imo de producci髇 y los precios de retribuci髇 de la energ韆, para el a駉 2012 a aplicar en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro.

CVOMi: Coste variable unitario de operaci髇 y mantenimiento, expresado en €/MWh, obtenido seg鷑 el presente anexo.

CO2i: Coste variable unitario asociado a las emisiones de CO2, expresado en €/MWh, determinado considerando lo dispuesto en el presente anexo.

PEAJEi: Coste variable unitario correspondiente al peaje de la actividad de generaci髇, expresado en €/MWh.

5. El coste variable unitario asociado al consumo de combustible CCi, expresado en €/MWh, se calcular para cada grupo i de la central k conforme a la siguiente f髍mula:

CCi = FCAi * ConsEspi * PRCAk / PCSk +

+ FIMPi * ConsEspi * (P_IMPk + PRLk)/PCS_IMPk +

+ FCOQi * ConsEspi * (P_COQk + PRLk) / PCS_COQk +

+ FGNi * ConsEspi * P_GNk +

+ FAUXi * ConsEspi * P_AUXk / PCS_AUXk (€/MWh)

Donde se definen los siguientes t閞minos:

FCAi * ConsEspi * PRCAk / PCSk: Coste variable unitario asociado al consumo de carb髇 aut骳tono (combustible principal).

FIMPi * ConsEspi * (P_IMPk + PRLk)/PCS_IMPk: Coste variable unitario asociado al consumo de carb髇 de importaci髇.

FCOQi * ConsEspi * (P_COQk + PRLk) / PCS_COQk: Coste unitario asociado al coque (combustible principal en el caso de la central de gasificaci髇 integrada o sustitutivo del carb髇 de importaci髇 en el resto de centrales).

FGNi * ConsEspi * P_GNk: Coste variable unitario asociado al gas natural utilizado en la central de gasificaci髇 integrada.

FAUXi * ConsEspi * P_AUXk / PCS_AUXk: Coste variable unitario asociado al consumo de combustibles auxiliares.

En el c醠culo de los t閞minos anteriores utilizados para el c醠culo de CCi se tendr en cuenta lo siguiente:

  • – PRCAk es el precio de adquisici髇 del carb髇 aut骳tono para cada central k, expresados en €/tonelada. Ser el comunicado por la Secretar韆 de Estado de Energ韆 a la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, de acuerdo con lo previsto en el apartado 5.4de la Resoluci髇 de 30 de diciembre de 2011, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, por la que se fijan las cantidades de carb髇, el volumen m醲imo de producci髇 y los precios de retribuci髇 de la energ韆, para el a駉 2012 a aplicar en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro.
  • – El poder calor韋ico superior del carb髇 aut骳tono (PCSk) y de los combustibles auxiliares (PCS_AUXk), expresados en te PCS/t, se calcular醤 como media ponderada por toneladas del poder calor韋ico superior de las compras anuales.

    El t閞mino PCSkn ser el comunicado por la Secretar韆 de Estado de Energ韆 a la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, de acuerdo con lo previsto en el apartado 5.4de la Resoluci髇 de 30 de diciembre de 2011, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, por la que se fijan las cantidades de carb髇, el volumen m醲imo de producci髇 y los precios de retribuci髇 de la energ韆, para el a駉 2012 a aplicar en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro.

    El poder calor韋ico superior del carb髇 de importaci髇 (PCS_IMPk) y del coque sustitutivo (PCS_COQk), expresado en te PCS/t, se calcular醤 como media ponderada por toneladas del poder calor韋ico superior de los consumos.

    En el caso particular de la central de gasificaci髇 integrada, el sumando correspondiente al coque incluir el componente PCS_COQk calculado como media ponderada por toneladas del poder calor韋ico superior de las compras anuales.

  • – P_IMPk, expresado en €/tonelada, es el precio de la tonelada de carb髇 de importaci髇 obtenido de acuerdo con lo siguiente:

    P_IMPk = PREC_API2 /C$/€n * PCI_IMPi / PCI_IMP_REF (€/t)

    Siendo:

    PREC_API2 es el precio API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus International previsto en la Resoluci髇 de 8 de febrero de 2011, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, expresado en $/tonelada.

    C$/€n es el cambio $/€ establecido en la citada resoluci髇.

    PCI_IMPi / PCI_IMP_REF: Coeficiente de calidad en el que PCI_IMPi es la media ponderada por toneladas del poder calor韋ico inferior de los consumos anuales de carb髇 de importaci髇, y PCI_IMP_REF es el poder calor韋ico inferior correspondiente a la referencia API 2 (6.000 te PCI/t), ambos expresados en te PCI/tonelada.

  • – P_COQk, expresado en €/tonelada, es el precio de la tonelada de coque sustitutivo de carb髇 de importaci髇 obtenido de acuerdo con la siguiente expresi髇:

    P_COQk = PREC_API2 /C$/€ * PCS_COQi / PCS_COQ_REF (€/t)

    Siendo:

    PREC_API2: Referencia API 2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus International, previsto en la Resoluci髇 de 8 de febrero de 2011, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, expresado en $/tonelada.

    C$/€n es el cambio $/€ establecido en la citada resoluci髇.

    PCS_COQi / PCS_COQ_REF: Coeficiente de calidad en el que PCS_COQi es la media ponderada por toneladas del poder calor韋ico superior de los consumos anuales de coque, y PCS_COQ_REF el poder calor韋ico superior de referencia.

    En el caso particular de la central de gasificaci髇 integrada, PCOQk se corresponder con el precio medio ponderado de las compras anuales de coque puesto en central.

  • – P_GNk es el precio medio ponderado de las compras anuales (€/MWh_PCS) de gas natural destinadas a la generaci髇 el閏trica en la central de gasificaci髇 integrada.
  • – P_AUXk es el precio medio ponderado de las compras anuales (€/t) de combustibles auxiliares.
  • – El precio log韘tico unitario de la central k PRLk, expresado en €/tonelada, se determina de la siguiente forma:

    PRLk = TF + [TV * PRECGDEF / PRECGPROV]*DISTk (€/t)

    Donde:

    TF (€/t) es el t閞mino fijo log韘tico.

    TV (€/t km) es el coeficiente del t閞mino variable log韘tico.

    DISTk es la distancia en kil髆etros entre puerto y central k.

    PRECGDEF (c€/litro) es el precio definitivo del valor medio del gas髄eo de automoci髇 durante el periodo de aplicaci髇 del mecanismo de restricciones por garant韆 de suministro. Su revisi髇 se realizar de acuerdo con lo previsto en la Resoluci髇 de 8 de febrero de 2011, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, por la que se fijan las cantidades de carb髇, el volumen m醲imo de producci髇 y los precios de retribuci髇 de la energ韆, para el a駉 2011 a aplicar en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro.

    PRECGPROV (c€/litro) es el precio provisional, establecido en la correspondiente Resoluci髇 de la Secretar韆 de Estado de Energ韆 para 2011, del valor medio del gas髄eo de automoci髇 durante el periodo de aplicaci髇 del mecanismo de restricciones por garant韆 de suministro.

    En el caso particular de la central de gasificaci髇 integrada, PRLk tomar un valor nulo.

  • – El tanto por uno de carb髇 aut骳tono FCAi en t閞minos de energ韆 (termias), fijado anualmente por Resoluci髇 de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, se volver a calcular de acuerdo con el siguiente cociente:

    FCAi = (CONS_CAi * PCSi) / [CONS_CAi*PCSi + CONS_IMPi* PCS_IMP'i + CONS_COQi * PCS_COQ'i + CONS_GNi *PCS_GNi + CONS_AUXi * PCS_AUXi] (tanto por uno).

  • – El tanto por uno de combustible de importaci髇 FIMPin en t閞minos de energ韆 (termias), se calcular de acuerdo con el siguiente cociente:

    FIMPi = [CONS_IMPi * PCS_IMP'i] / [CONS_CAi*PCSi + CONS_IMPi * PCS_IMP'i + CONS_COQi * PCS_COQ'i + CONS_GNi *PCS_GNi + CONS_AUXi * PCS_AUXi] (tanto por uno).

  • – El tanto por uno de combustible de coque FCOQi en t閞minos de energ韆 (termias), se calcular de acuerdo con el siguiente cociente:

    FCOQi = CONS_COQi * PCS_COQ'i / [CONS_CAi*PCSi + CONS_IMPi * PCS_IMP'i + CONS_COQi* PCS_COQ'i + CONS_GNi *PCS_GNi + CONS_AUXi * PCS_AUXi] (tanto por uno)

  • – El tanto por uno de gas natural FGNi en t閞minos de energ韆 (termias), se calcular de acuerdo con el siguiente cociente:

    FGNi = (CONS_GNi * PCS_GNi) / [CONS_CAi*PCSi + CONS_IMPi * PCS_IMP'i + CONS_COQi* PCS_COQ'i + CONS_GNi *PCS_GNi + CONS_AUXi * PCS_AUX] (tanto por uno).

  • – El tanto por uno de combustible auxiliar FAUXi en t閞minos de energ韆 (termias), se calcular de acuerdo con el siguiente cociente:

    FAUXi = (CONS_AUXi * PCS_AUXi) / [CONS_CAi*PCSi + CONS_IMPi * PCS_IMP'i + CONS_COQi* PCS_COQ'i + CONS_GNi *PCS_GNi + CONS_AUXi * PCS_AUXi] (tanto por uno).

  • – El consumo espec韋ico ConsEspi, expresado en te PCS / MWh, se valorar como cociente de las termias en PCS de entrada entre la energ韆 producida hasta el cumplimiento del volumen m醲imo anual EPCi.

    ConsEspi = [CONS_CAi*PCS i + CONS_IMPi * PCS_IMP'i + CONS_COQi * PCS_COQ'i + CONS_GNi * PCS_GN + CONS_AUXi * PCS_AUXi] / EPCi (te PCS / MWh)

Donde:

CONS_CAi (t) es el consumo de carb髇 aut骳tono del grupo i desde la fecha de inicio de aplicaci髇 del proceso de restricciones por garant韆 de suministro en 2011 hasta el 31 de diciembre de 2011 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen m醲imo anual.

CONS_IMPi (t) es el consumo de carb髇 de importaci髇 del grupo i desde la fecha de inicio de aplicaci髇 del proceso de restricciones por garant韆 de suministro en 2011 hasta el 31 de diciembre de 2011 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen m醲imo anual.

CONS_COQi (t) es consumo de coque sustitutivo del carb髇 de importaci髇 del grupo i desde la fecha de inicio de aplicaci髇 del proceso de restricciones por garant韆 de suministro en 2011 hasta el 31 de diciembre de 2011 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen m醲imo anual.

CONS_AUXi (t o kl) es el consumo de combustible auxiliar del grupo i desde la fecha de inicio de aplicaci髇 del proceso de restricciones por garant韆 de suministro en 2011 hasta el 31 de diciembre de 2011 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen m醲imo anual. Se determinar teniendo en cuenta las cantidades que resulten justificadas de acuerdo con el r間imen de funcionamiento de la central y los consumos hist髍icos en situaciones comparables.

CONS_GNi (m3) es el consumo de gas natural del grupo i desde la fecha de inicio de aplicaci髇 del proceso de restricciones por garant韆 de suministro en 2011 hasta el 31 de diciembre de 2011 o, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen m醲imo anual.

Los poderes calor韋icos superiores del carb髇 aut骳tono (PCSi), del carb髇 de importaci髇 (PCS_IMP'i), del coque (PCS_COQ'i), del gas natural (PCS_GNi) y de los combustibles auxiliares (PCS_AUXi), expresados en te PCS/t, o te PCS/kl, se calcular醤 como media ponderada por toneladas o, en su caso, kilolitros, del poder calor韋ico superior de los consumos desde la fecha de inicio de aplicaci髇 del proceso de restricciones por garant韆 de suministro en 2011 hasta el 31 de diciembre de 2011 髈, en su caso, la fecha en que se hubiera alcanzado el volumen m醲imo anual. En el caso de que no se disponga de la medida de entrada directa en caldera de PCS_AUXi, se considerar la medida del tanque que constituye el stock.

6. El coste variable unitario de operaci髇 y mantenimiento CVOMi tomar los valores establecidos en el anexo II del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.

7. El coste asociado a las emisiones de CO2 del grupo i de la central k, CO2ik, se calcular de acuerdo con el art韈ulo 4 de la Orden ITC/3366/2010, de 29 de diciembre, por la que se establece la metodolog韆 de c醠culo del coste unitario de los derechos de emisi髇 de CO2 asignados a las centrales de generaci髇 el閏trica obligadas a participar en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro a efectos de la liquidaci髇 provisional y definitiva de dichas centrales cuando son incluidas en el plan de funcionamiento semanal.

En dicho art韈ulo se establece que la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia efectuar el c醠culo de los costes reales unitarios de emisi髇 de los derechos de CO2 asignados gratuitamente para cada grupo i de la central k, CO2ik, en funci髇 de la energ韆 finalmente producida en la prestaci髇 del servicio, aplicando la metodolog韆 establecida en el art韈ulo 3 de la orden citada en el p醨rafo anterior, con los valores de par醡etros establecidos en el apartado 1 del art韈ulo 4 de la misma orden.

A efectos de aplicaci髇 de dicha orden en el a駉 2011:

  • – El valor que tomar el t閞mino APGik para la liquidaci髇 definitiva en 2011 se corresponder con el valor de energ韆 EPRi que es objeto de una retribuci髇 regulada definitiva al amparo del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, de acuerdo con la definici髇 de dicho t閞mino establecida en el presente anexo.
  • – En la revisi髇 del t閞mino FEik, factor de emisi髇 del grupo generador i de la central k, expresado en t de CO2 por MWh generado, las emisiones reales totales para cada a駉 de cada central sujeto al mecanismo de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro ser醤 las indicadas en los informes de emisiones verificados por una Entidad Acreditada para la verificaci髇 de los gases de efecto invernadero y aprobados por el organismo competente de la Comunidad Aut髇oma correspondiente. En el caso de que no se dispusiera de dicha informaci髇 desglosada por grupos, se determinar醤 las emisiones que corresponden a cada grupo prorrateando las emisiones del a駉 correspondiente publicadas por el RENADE para cada central, seg鷑 la producci髇 total anual neta del grupo i medida en barras de central, descontando las horas en las que el grupo ha estado en parada.

8. El coste unitario de variable correspondiente al peaje de generaci髇, PEAJEi, sr el previsto en la disposici髇 transitoria primera del Real Decreto-ley 14/2010, de 23 de diciembre, por el que se establecen medidas urgentes para la correcci髇 del d閒icit tarifario del sector el閏trico y su normativa de desarrollo.

9. Sin perjuicio del c醠culo de costes reales que debe realizar seg鷑 los criterios descritos en la presente resoluci髇, la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, comprobar los siguientes aspectos:

  • a) Que los consumos espec韋icos reales de los grupos resultan acordes con los establecidos en punto 3 del anexo II de la Resoluci髇 de 8 de febrero de 2011, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆.
  • b) Que los porcentajes de mezcla reales de carb髇 aut骳tono resultan iguales o superiores a los establecidos en la citada resoluci髇.

Cuando los valores resultantes para los par醡etros consumos espec韋icos sea superior a los establecidos en la citada Resoluci髇 de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, o los valores correspondientes a los porcentajes de mezcla reales de carb髇 aut骳tono sean inferiores a lo previsto en la misma, se solicitar por la Comisi髇 Nacional de los mercados y la Competencia justificaci髇 de este hecho a la empresa titular de la instalaci髇, quien deber aportar dicha justificaci髇.

ANEXO II

Valor de determinados par醡etros a efectos del c醠culo de los costes reales correspondientes al a駉 2011 en aplicaci髇 del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero

Teniendo en cuenta la metodolog韆 establecida en el Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, as como el contenido de la Resoluci髇 de 8 de febrero de 2011 de la Secretar韆 de Estado de Energ韆 y lo previsto en la presente resoluci髇, se fijan los siguientes valores a efectos de la realizaci髇 de la liquidaci髇 definitiva para el a駉 2011:

  • a) CFOMi, Coste unitario de operaci髇 y mantenimiento fijo:
    • – Para cada central ser de 33.759 €/MW por grupo generador.
    • – Para la central de gasificaci髇 integrada de Elcog醩 ser de 143.220 €/MW.

    En caso de que se disponga de planta de desulfuraci髇 el t閞mino CFOMi se considerar醤 5.115 €/MW.

  • b) PCS_COQ_REF, poder calor韋ico superior de referencia: 7.950 (te PCS/t).