Orden TED/1315/2022, de 23 de diciembre, por la que en ejecuci髇 de la sentencia del Tribunal Supremo de 16 de noviembre de 2021, reca韉a en el recurso contencioso-administrativo 301/2020, se regulan las subastas para el suministro de combustible y determinaci髇 del precio de combustible, se autorizan nuevos combustibles, se establecen los valores unitarios de referencia, aplicable a las instalaciones de producci髇 de energ韆 el閏trica ubicadas en los territorios no peninsulares con r間imen retributivo adicional, y se revisan otras cuestiones t閏nicas

• Expandir / Contraer 韓dice sistem醫ico
• INTRODUCCION
• CAP蚑ULO I.�Disposiciones Generales
  • Art韈ulo 1燨bjeto
  • Art韈ulo 2犃mbito de aplicaci髇
• CAP蚑ULO II.�Nuevos combustibles en los territorios no peninsulares
  • Art韈ulo 3燗probaci髇 del empleo del gas natural como combustible en grupos generadores ubicados en los territorios no peninsulares
  • Art韈ulo 4燗probaci髇 del empleo del gas髄eo de automoci髇 10 ppm de contenido en azufre como combustible en grupos generadores ubicados en los territorios no peninsulares
  • Art韈ulo 5燗probaci髇 del empleo de los gases licuados del petr髄eo como combustible en grupos generadores ubicados en los territorios no peninsulares
• CAP蚑ULO III.�Componentes y m閠odo de c醠culo de precios de combustible
  • Art韈ulo 6燙omponentes del precio de los combustibles f髎iles a efectos de liquidaci髇
  • Art韈ulo 7燤閠odo de c醠culo del precio de los combustibles f髎iles l韖uidos y hulla a efectos de liquidaci髇
  • Art韈ulo 8燤閠odo de c醠culo del precio del combustible gas natural a efectos de liquidaci髇
  • Art韈ulo 9燤閠odo de c醠culo del poder calor韋ico inferior a efectos de liquidaci髇
  • Art韈ulo 10燩recio de combustibles a efectos de despacho
  • Art韈ulo 11燩oder calor韋ico inferior a efectos de despacho
• CAP蚑ULO IV.�Subasta de combustible
  • Art韈ulo 12燨bjeto de la subasta
  • Art韈ulo 13燩recios de referencia dentro de los componentes del precio de combustibles f髎iles para la realizaci髇 de las subastas
  • Art韈ulo 14燩recios de salida para la realizaci髇 de las subastas
  • Art韈ulo 15燚esignaci髇 del gestor de las subastas
  • Art韈ulo 16燜ase previa en el procedimiento de subasta de combustibles
  • Art韈ulo 17燙onvocatoria del procedimiento de subasta de combustible
  • Art韈ulo 18燛specificaciones de detalle de la subasta
  • Art韈ulo 19燩resentaci髇 y recepci髇 de ofertas
  • Art韈ulo 20燨rdenaci髇 y traslado de las ofertas
  • Art韈ulo 21燫esoluci髇 del procedimiento de subasta de combustible y precio resultado de la subasta
  • Art韈ulo 22燗nulaci髇 de la subasta
  • Art韈ulo 23燨bligaciones de los adjudicatarios de la subasta y de los titulares de las centrales de producci髇
  • Art韈ulo 24燩recios en los supuestos sin resultado de subasta
  • Art韈ulo 25燝arant韆 para la participaci髇 en la subasta de combustibles
• CAP蚑ULO V.�Excepciones a la subasta de combustible
  • Art韈ulo 26燛xcepciones de aplicaci髇 de la subasta para el suministro de combustible f髎il
• CAP蚑ULO VI.�Valores unitarios de referencia
  • Art韈ulo 27燰alores unitarios de referencia
• CAP蚑ULO VII.�Valores tope de tiempo 玹�
  • Art韈ulo 28燰alores tope de tiempo 玹� desde la 鷏tima parada
• DISPOSICIONES ADICIONALES
  • Disposici髇 adicional primera燫econocimiento de cuotas extraordinarias pagadas a CORES por Endesa Generaci髇 SAU en ejecuci髇 de sentencia
  • Disposici髇 adicional segunda燦uevos combustibles
• DISPOSICIONES TRANSITORIAS
  • Disposici髇 transitoria primera燩rimera convocatoria de subasta de combustible
  • Disposici髇 transitoria segunda燩recios de combustibles y poder calor韋ico inferior hasta la resoluci髇 de la primera subasta de combustible
• DISPOSICIONES DEROGATORIAS
  • Disposici髇 derogatoria 鷑ica燚erogaci髇 normativa
• DISPOSICIONES FINALES
  • Disposici髇 final primera燗plicaci髇 de la orden
  • Disposici髇 final segunda燤odificaci髇 de anexos VIII, XI y XIII del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producci髇 de energ韆 el閏trica y el procedimiento de despacho en los sistemas el閏tricos de los territorios no peninsulares
  • Disposici髇 final tercera燙orrecci髇 de errores de la Orden TED/749/2020, de 16 de julio, por la que se establecen los requisitos t閏nicos para la conexi髇 a la red necesarios para la implementaci髇 de los c骴igos de red de conexi髇
  • Disposici髇 final cuarta燤odificaci髇 de la Orden ITC/2370/2007, de 26 de julio, por la que se regula el servicio de gesti髇 de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energ韆 en el mercado de producci髇
  • Disposici髇 final quinta燭韙ulos competenciales
  • Disposici髇 final sexta燛ntrada en vigor
• ANEXO I.燙ombustibles autorizados y puertos de descarga
• ANEXO II.燙ostes de log韘tica
• ANEXO III.燩oder calor韋ico inferior de combustibles
• ANEXO IV.燗creditaci髇 de los suministradores de combustible
• ANEXO V.燩ar醡etros para la determinaci髇 de los valores unitarios de referencia

Art韈ulo 1 Objeto

1. La orden tiene por objeto, de acuerdo a lo previsto en el art韈ulo 40.5 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producci髇 de energ韆 el閏trica y el procedimiento de despacho en los sistemas el閏tricos de los territorios no peninsulares, establecer a efectos del r間imen retributivo adicional lo siguiente:

• a) Los componentes del precio de los combustibles f髎iles de liquidaci髇, incluyendo costes de log韘tica.
• b) El m閠odo de c醠culo del precio del combustible, para el que se llevar醤 a cabo subastas de combustible.
• c) El m閠odo de c醠culo del poder calor韋ico inferior.
• d) El precio de combustible a efectos de despacho.

2. Igualmente, la orden tiene por objeto establecer el procedimiento de subasta para el suministro de combustible f髎il definido en el art韈ulo 41 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, incluyendo dentro de este procedimiento de subasta la definici髇 de:

• a) Los componentes del precio de referencia y su m閠odo de c醠culo.
• b) El gestor encargado de la tramitaci髇 y gesti髇 de las subastas.

3. Asimismo, es objeto de esta orden definir las excepciones de aplicaci髇 de la subasta para el suministro de combustible f髎il de acuerdo a lo previsto en art韈ulo 42 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.

4. Tambi閚 constituye el objeto de esta orden la aprobaci髇 del gas natural como combustible en Canarias y Melilla, el gas髄eo de automoci髇 10 ppm de contenido en azufre (GOA) en Canarias, Ceuta y Melilla, y los gases licuados del petr髄eo (GLP) en Canarias, a efectos del r間imen retributivo adicional establecido en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.

5. Igualmente, esta orden tiene por objeto definir los valores unitarios de referencia, en €/MW, en funci髇 de la tecnolog韆 y la potencia del grupo, as� como los coeficientes de correcci髇 que afectan a los mismos, para la determinaci髇 del r間imen retributivo adicional aplicable a las instalaciones de generaci髇 ubicadas en los territorios no peninsulares.

6. Finalmente, la orden tiene por objeto establecer distintos valores por instalaci髇 tipo del valor tope del par醡etro 玹�, tiempo transcurrido desde la 鷏tima parada, definido en el art韈ulo 33 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.

Art韈ulo 2 羗bito de aplicaci髇

Esta orden ser� de aplicaci髇 a los sujetos definidos en el art韈ulo 6 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector El閏trico, que ejerzan sus actividades en alguno de los sistemas el閏tricos de los territorios no peninsulares.

Art韈ulo 3 Aprobaci髇 del empleo del gas natural como combustible en grupos generadores ubicados en los territorios no peninsulares

Se aprueba el empleo del combustible gas natural en grupos generadores ubicados en los territorios no peninsulares de Canarias y Melilla a efectos del r間imen retributivo adicional establecido en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.

Art韈ulo 4 Aprobaci髇 del empleo del gas髄eo de automoci髇 10 ppm de contenido en azufre como combustible en grupos generadores ubicados en los territorios no peninsulares

Se aprueba el empleo del combustible gas髄eo de automoci髇 10 ppm de contenido en azufre (GOA) en grupos generadores ubicados en los territorios no peninsulares de Canarias, Ceuta y Melilla a efectos del r間imen retributivo adicional establecido en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.

Art韈ulo 5 Aprobaci髇 del empleo de los gases licuados del petr髄eo como combustible en grupos generadores ubicados en los territorios no peninsulares

Se aprueba el empleo como combustibles de los gases licuados del petr髄eo (GLP) en grupos generadores ubicados en el territorio no peninsular de Canarias a efectos del r間imen retributivo adicional establecido en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.

Art韈ulo 6 Componentes del precio de los combustibles f髎iles a efectos de liquidaci髇

1. Los combustibles f髎iles que se considerar醤 por zonas geogr醘icas a efectos del r間imen retributivo adicional y del procedimiento de subasta regulado en esta orden son los establecidos en el anexo I.

2. El precio de cada uno de los combustibles f髎iles utilizados, Prc (c,i,h,j), a excepci髇 del gas natural en Baleares, se compone de los siguientes t閞minos:

• a) Precio del combustible en puerto: Este precio incluye el precio del producto y los costes asociados a su traslado a cada territorio no peninsular, y ser� obtenido de la subasta de combustible a que hace referencia el cap韙ulo IV, o en su caso el precio obtenido seg鷑 lo establecido en el cap韙ulo V para las excepciones a la subasta.
• b) Costes de log韘tica: Son los costes asociados a las operaciones de log韘tica necesarias para llevar el combustible desde los puertos de descarga que se recogen en el anexo I hasta la central. Estos costes incluir醤 los conceptos de traslado del combustible desde los puertos se馻lados hasta la central, descarga, servicios portuarios, almacenamientos intermedios, control y adecuaci髇 de calidad. En Canarias y Melilla incluir�, adem醩, aquellos costes operativos asociados a la regasificaci髇 del gas natural licuado.

3. El precio del combustible gas natural en Baleares, Prc (i,h,j), se compondr� de los siguientes t閞minos:

• a) Precio de la materia prima, que se corresponde con el precio medio mensual de aprovisionamiento del gas natural en el mes de consumo, expresado en €/MWh, obtenido de la subasta de combustible a que hace referencia el cap韙ulo IV, o en su caso el precio obtenido seg鷑 lo establecido en el cap韙ulo V.
• b) Costes de log韘tica, que en Baleares ser醤 calculados en base a los peajes, c醤ones y cargos del sistema gasista que sean de aplicaci髇.

4. Adicionalmente, el precio del combustible incluir�, en su caso, los costes derivados de la aplicaci髇 del impuesto especial sobre el carb髇 definido en la Ley 38/1992, de 28 de diciembre, de Impuestos Especiales, y de aquellos impuestos sobre hidrocarburos que pudieran establecerse a nivel estatal.

5. Por orden ministerial se podr醤 establecer nuevos combustibles a efectos del r間imen retributivo adicional, en particular aquellos combustibles que puedan proceder de fuentes renovables, as� como el m閠odo de c醠culo del precio correspondiente al nuevo combustible.

Art韈ulo 7 M閠odo de c醠culo del precio de los combustibles f髎iles l韖uidos y hulla a efectos de liquidaci髇

1. El precio de cada uno de los combustibles f髎iles l韖uidos y hulla utilizados a efectos de liquidaci髇, Prc (c,i,h,j), se calcular� mensualmente como la suma del precio de combustible en puerto, los costes de log韘tica, y, en su caso, los impuestos que sean de aplicaci髇 de acuerdo a lo previsto en el art韈ulo 4.

2. Los precios del combustible en puerto por tipo de combustible y territorio no peninsular se aprobar醤 con car醕ter semestral por resoluci髇 de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, ser醤 publicados en el 獴olet韓 Oficial del Estado�, y se calcular醤 mensualmente como los precios resultado de la subasta de acuerdo al art韈ulo 21, o bien seg鷑 lo establecido en el art韈ulo 24 para los casos que no exista un resultado de la subasta o en el art韈ulo 26 para los combustibles exceptuados de la citada subasta.

3. Los costes de log韘tica a incluir como componente del precio de los combustibles f髎iles utilizados ser醤 los que se recogen en el anexo II.

4. Los costes de log韘tica de los combustibles f髎iles l韖uidos y hulla utilizados se podr醤 revisar por orden ministerial cada tres a駉s, con anterioridad al inicio del nuevo periodo de tres a駉s, y previo informe de la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia. La primera revisi髇, en su caso, se realizar� coincidiendo con el inicio del siguiente periodo regulatorio.

Esta revisi髇 se efectuar� a partir de los datos disponibles de las facturas y contratos correspondientes a los suministros que el titular de los grupos con r間imen retributivo adicional presenta atendiendo a lo establecido en el art韈ulo 31.3 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.

Art韈ulo 8 M閠odo de c醠culo del precio del combustible gas natural a efectos de liquidaci髇

1. El precio del combustible gas natural en Baleares, en €/Tm, se calcular� mensualmente y ser� aprobado por la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, public醤dose en el 獴olet韓 Oficial del Estado�, de acuerdo a la siguiente f髍mula:

Donde:

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

P_m: Precio de la materia prima, expresado en €/MWh ser� obtenido como los precios resultado de la subasta de acuerdo al art韈ulo 21, o bien seg鷑 lo establecido en el art韈ulo 24 para los casos que no exista un resultado de la subasta o en el art韈ulo 26 para los combustibles exceptuados de la citada subasta.

C_log: Costes de log韘tica definidos en el siguiente apartado, en €/MWh.

PC: Poder calor韋ico del gas natural consumido por el grupo, aplicado en la facturaci髇 mensual, expresado en kWh/m³.

ρ_r: Densidad relativa del gas natural consumido por el grupo correspondiente en el periodo de facturaci髇 y proporcionada por el Gestor T閏nico del Sistema.

ρ_aire: Densidad del aire de 1,2215 kg/m³, calculada seg鷑 la metodolog韆 CIPM-1981/91, tomando una temperatura ambiente de 15 篊, una humedad relativa del 50 % y una presi髇 relativa de 1013,25 hPa.

2. Los costes de log韘tica mensuales C_log a aplicar en el c醠culo del precio del combustible gas natural en Baleares, se calcular醤 para cada grupo generador de acuerdo a lo siguiente:

Siendo:

P_red: Facturaci髇 mensual de los peajes aplicados en el punto de salida para cada grupo generador, en euros.

V: Volumen mensual del gas natural consumido por cado grupo generador, expresado en MWh.

3. El precio de combustible gas natural en los territorios no peninsulares de Canarias y Melilla, en €/Tm, se calcular� mensualmente y ser� aprobado por la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, public醤dose en el 獴olet韓 Oficial del Estado�, de acuerdo a la siguiente f髍mula:

Donde:

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

P_cp: Precio del combustible en puerto, expresado en €/MWh ser� obtenido como resultado de la subasta de acuerdo al art韈ulo 21, o bien seg鷑 lo establecido en el art韈ulo 24 para los casos que no exista un resultado de la subasta o en el art韈ulo 26 para los combustibles exceptuados de la citada subasta.

C_log: Costes de log韘tica establecidos en el anexo II, en €/MWh.

PC: Poder calor韋ico del gas natural consumido por el grupo, expresado en kWh/m³. Este t閞mino se calcular� mensualmente como la media ponderada del poder calor韋ico superior del gas natural de las partidas de combustible consumido en el periodo, obtenido este poder calor韋ico de an醠isis realizados por una entidad acreditada.

ρ_GN: Densidad del gas natural consumido por el grupo, en kg/m³. Este t閞mino se calcular� mensualmente como la media ponderada de la densidad de las partidas de combustible consumido en el periodo, obtenida esta densidad de an醠isis realizados por una entidad acreditada.

4. Los costes de log韘tica establecidos para el gas natural en Canarias y Melilla, C_log, se podr醤 revisar por orden ministerial cada tres a駉s, con anterioridad al inicio del nuevo periodo de tres a駉s, y previo informe de la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia. La primera revisi髇, en su caso, se realizar� coincidiendo con el inicio del siguiente periodo regulatorio.

Esta revisi髇 se efectuar� a partir de los datos disponibles de las facturas y contratos correspondientes a los suministros que el titular de los grupos con r間imen retributivo adicional presenta atendiendo a lo establecido en el art韈ulo 31.3 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.

5. En el c醠culo del precio de combustible gas natural en los territorios no peninsulares de Canarias y Melilla 鷑icamente se contemplar醤 costes asociados a la producci髇 de energ韆 el閏trica, y podr醤 detraerse, en su caso, posibles ingresos por parte de los titulares de los grupos derivados del empleo de las instalaciones del gas natural ajenos a la producci髇 de energ韆 el閏trica.

Art韈ulo 9 M閠odo de c醠culo del poder calor韋ico inferior a efectos de liquidaci髇

1. El poder calor韋ico inferior pci (c,i,h,j) de los combustibles f髎iles utilizados, a excepci髇 del gas natural en Baleares, se calcular� mensualmente como la media ponderada de los poderes calor韋icos inferiores reales de cada partida de combustible consumido, obtenidos los poderes calor韋icos reales de los an醠isis realizados en cada partida de combustible consumido.

2. Los titulares de las centrales deber醤 declarar mensualmente el valor del poder calor韋ico inferior de cada partida de combustible al 髍gano encargado de las liquidaciones, quien realizar� inspecciones aleatorias para verificar los datos declarados. A estos efectos, los titulares deber醤 presentar los resultados de las pruebas realizadas por una entidad acreditada.

3. En aquellos casos en los que no se disponga de informaci髇 suficiente o adecuada para calcular el poder calor韋ico inferior a efectos de liquidaci髇 seg鷑 los apartados anteriores, se tomar醤 como valores los recogidos en el anexo III.

4. Los poderes calor韋icos de los combustibles f髎iles, a excepci髇 del gas natural en Baleares, a efectos de liquidaciones se aprobar醤 por resoluci髇 de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, y ser醤 publicados en el 獴olet韓 Oficial del Estado�.

5. El valor del poder calor韋ico inferior del combustible gas natural en Baleares a efectos de liquidaci髇 para cada grupo ser� el dato medio mensual proporcionado por el Gestor T閏nico del Sistema que corresponda al punto de entrega del grupo.

Art韈ulo 10 Precio de combustibles a efectos de despacho

1. El precio de cada uno de los combustibles f髎iles l韖uidos y hulla utilizados a efectos de despacho se calcular� como la suma del precio de combustible en puerto de despacho, los costes de log韘tica, y, en su caso, los impuestos que sean de aplicaci髇 de acuerdo a lo previsto en el art韈ulo 5.

2. El precio de combustible gas natural en Baleares a efectos de despacho se calcular� de acuerdo a la f髍mula establecida en el art韈ulo 8, con las siguientes consideraciones:

P_m: Precio de la materia prima, a efectos de despacho, en €/MWh, definida en el apartado 4.

C_log: Costes de log韘tica a efectos de despacho, en €/MWh, se corresponde con la parte de la facturaci髇 mensual de los peajes aplicados en el punto de salida que se corresponda con la componente variable de los mismos, expresados en €/MWh.

PC: Poder calor韋ico del gas natural, a efectos de despacho, en kWh/m³.

ρ_r: Densidad relativa del gas natural, a efectos de despacho.

ρ_aire: Densidad del aire, para la que se tomar� el valor de 1,2215 kg/m³.

Los valores de los par醡etros C_log, PC y ρ_r, a efectos de despacho, se corresponder醤 con la media de los 鷏timos valores aprobados para estos t閞minos a efectos de liquidaci髇 de acuerdo a lo establecido en el art韈ulo 8.

3. El precio de combustible gas natural en los territorios no peninsulares de Canarias y Melilla, a efectos de despacho, se calcular� de acuerdo a la f髍mula establecida en el art韈ulo 8, d髇de el precio de combustible en puerto (P_cp) de despacho ser� el definido en el apartado siguiente, y los par醡etros PC, poder calor韋ico del gas natural, y ρ_GN, densidad del gas natural, a efectos de despacho, se corresponder醤 con la media de los 鷏timos valores aprobados.

4. El precio del combustible en puerto, as� como el precio de la materia prima en el caso del gas natural en Baleares (P_m), a efectos de despacho indicados en los apartados anteriores, ser醤 publicados antes de la finalizaci髇 de la segunda quincena de cada mes por el operador del sistema. Estos precios se calcular醤 mensualmente como la media aritm閠ica de las cotizaciones diarias de los 韓dices y primas establecidos como resultado de la subasta de acuerdo a lo dispuesto en el art韈ulo 21, o, en su caso, de los 韓dices y primas establecidos como precios de referencia en el art韈ulo 13 de la presente orden para el periodo correspondientes al mes m髒il que comprende la segunda quincena del mes anterior al de la publicaci髇 y la primera quincena del propio mes de publicaci髇 considerando.

5. Los costes de log韘tica a efectos de despacho ser醤 los 鷏timos aprobados de acuerdo a lo establecido en los art韈ulos 7 y 8.

6. A efectos del c醠culo de los costes de generaci髇 de liquidaci髇 de cada grupo generador categor韆 A que tengan reconocido un r間imen retributivo adicional, se proceder� a regularizar la retribuci髇 por costes variables de generaci髇 por la diferencia entre los precios reales de los valores de liquidaci髇 seg鷑 lo indicado en este cap韙ulo y los utilizados para realizar el despacho.

Art韈ulo 11 Poder calor韋ico inferior a efectos de despacho

1. Los valores del poder calor韋ico inferior de los combustibles l韖uidos y hulla utilizados a efectos de despacho de producci髇, y valorado en th/t, ser� la media de los 鷏timos valores de poder calor韋ico inferior a efectos de liquidaci髇 aprobados con car醕ter definitivo para cada territorio no peninsular.

2. En el caso del combustible gas natural el poder calor韋ico inferior a efectos de despacho se calcular� como la media ponderada de los 鷏timos valores de poder calor韋ico a efectos de liquidaci髇 aprobados con car醕ter definitivo para cada sistema el閏trico de cada territorio no peninsular.

Art韈ulo 12 Objeto de la subasta

1. El objeto de la subasta ser� el suministro de combustible para cada uno de los tipos de combustible utilizados y para cada uno de los territorios no peninsulares, as� como la determinaci髇 de su precio, de acuerdo a lo establecido en el art韈ulo 41 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.

2. Las subastas de combustible se realizar醤 con car醕ter bienal.

3. La resoluci髇 de la Secretar韆 de Estado de Energ韆 por la que se convoque la subasta establecer� el volumen para cada producto a subastar en cada territorio no peninsular.

4. Asimismo, la resoluci髇 establecer� un precio de salida para la realizaci髇 de la subasta de combustible, a partir de los precios de referencia aprobados en el art韈ulo 13 para el componente del precio del combustible en puerto, o para el precio de la materia prima, en el caso del gas natural en Baleares.

5. Los costes de log韘tica se馻lados en el art韈ulo 6 no se incluir醤 dentro del procedimiento de subasta. Estos ser醤 responsabilidad de la empresa productora y ser醤 retribuidos a la misma de acuerdo con los art韈ulos 7 y 8.

Art韈ulo 13 Precios de referencia dentro de los componentes del precio de combustibles f髎iles para la realizaci髇 de las subastas

1. Los precios de referencia para cada uno de los combustibles f髎iles utilizados se establecen para el componente del precio del combustible en puerto, a excepci髇 del gas natural en Baleares, donde el precio de referencia se establece para el precio de la materia prima.

2. Los precios de referencia a considerar como precio de combustible en puerto para hidrocarburos l韖uidos y hulla en el procedimiento de subasta de combustible se calcular醤 mensualmente como la media aritm閠ica de los 韓dices y cotizaciones diarios siguientes:

• a) Para la hulla importada, ser� igual al 韓dice API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus, con un diferencial de +1 $/t.
• b) Para el fueloil BIA (1 por ciento), consumido en los territorios no peninsulares de Baleares, Melilla y Ceuta ser� igual al rango bajo de cotizaciones de fueloil 1 por ciento en el mercado CIF Mediterr醤eo (G閚ova/Lavera), publicada en el Platts European Marketscan. Para el fueloil BIA (1 por ciento), consumido en el territorio no peninsular de Canarias ser� igual al rango alto de cotizaciones de fueloil 1 por ciento en el mercado CIF NWE publicada en el Platts European Marketscan con un diferencial de +22 $/t.
• c) Para el fueloil BIA 0,73 por ciento del territorio no peninsular de Canarias se tomar� el rango alto de cotizaciones de gasoil 0,1 por ciento en el mercado CIF NWE publicada en el Platts European Marketscan con un diferencial de –95 $/t.
• d) Para el di閟el oil del territorio no peninsular de Canarias, se establecer� con un porcentaje del 0,95 sobre el rango alto de cotizaciones de gasoil 0,1 por ciento en el mercado CIF NWE publicada en el Platts European Marketscan y un diferencial de +25 $/t. Para el di閟el oil del territorio no peninsular de Ceuta, se establecer� por composici髇 porcentual en peso de la media aritm閠ica del rango bajo de cotizaciones de gasoil 0,1 por ciento (83 por ciento) y fueloil 3,5 por ciento (17 por ciento) en el mercado CIF Mediterr醤eo (G閚ova/Lavera), publicada en el Platts European Marketscan.
• e) Para el gasoil 0,1 por ciento consumido en los territorios no peninsulares de Baleares, Melilla y Ceuta se tomar� el rango bajo de cotizaciones de gasoil 0,1 por ciento en el mercado CIF Mediterr醤eo (G閚ova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan. Para el gasoil 0,1 por ciento consumido en el territorio no peninsular de Canarias se tomar� el rango alto de cotizaciones de gasoil 0,1 por ciento en el mercado CIF NWE publicada en el Platts European Marketscan.
• f) Para el gas髄eo de automoci髇 10 ppm de contenido en azufre (GOA) en los territorios no peninsulares de Canarias, Ceuta y Melilla, se tomar� como 韓dice el rango alto de cotizaciones del ULSD 10 ppm en el mercado CIF NWE publicado en el Platts European Marketscan, con un diferencial de 10$/t.
• g) Para el fueloil BIA 0,3 por ciento del territorio no peninsular de Canarias ser� igual al rango alto de cotizaciones de gasoil 0,1 por ciento en el mercado CIF NWE publicada en el Platts European Marketscan.

Para la conversi髇 de d髄ares USA a euros se tomar醤 los tipos de cambio diarios d髄ar USA-euro publicados por el Banco Central Europeo y correspondientes al periodo de c醠culo del precio de referencia.

3. El precio de referencia a considerar como precio de la materia prima para el combustible gas natural en Baleares y como precio de combustible en puerto para el gas natural en Canarias y Melilla dentro del procedimiento de subasta de combustible se calcular� mensualmente como la media aritm閠ica del precio medio ponderado de todas las transacciones en productos Diarios (D+1 en adelante) y Fin de Semana (si aplica) con entrega al d韆 siguiente de gas natural en el punto virtual de balance (PVB) registradas en el Mercado Ib閞ico del Gas (MIBGAS).

4. Estos precios de referencia ser醤 los subsidiarios para la fijaci髇 del precio de combustible a retribuir en aquellos supuestos en los que no se pudiera fijar dicho precio mediante el procedimiento de subasta de combustible.

Art韈ulo 14 Precios de salida para la realizaci髇 de las subastas

Los precios de salida necesarios para la convocatoria de subasta se establecer醤, con car醕ter general, como un aumento de hasta un 10 % sobre los precios de referencia definidos en el art韈ulo anterior para los combustibles l韖uidos y hulla, as� como para el gas natural en Canarias y Melilla, y como un aumento de hasta un 3 % para el gas natural en Baleares.

Art韈ulo 15 Designaci髇 del gestor de las subastas

De conformidad con lo dispuesto en el art韈ulo 41 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, se designa como gestor encargado de la tramitaci髇 y gesti髇 de las subastas al Operador del Mercado Organizado de Gas, MIBGAS, SA.

El gestor de las subastas desarrollar� las siguientes funciones para la tramitaci髇 y gesti髇 de las subastas, de forma no exhaustiva:

• a) Proceder a la precalificaci髇 de los eventuales participantes en la subasta en la fase previa a la convocatoria. Para ello verificar� la documentaci髇 aportada por los interesados, de acuerdo a lo dispuesto en el art韈ulo 16.
• b) Trasladar los resultados de la fase previa a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas.
• c) Recibir y analizar las ofertas de los participantes en la subasta de acuerdo con lo dispuesto en esta orden ministerial y en la convocatoria.
• d) Ordenar las ofertas de acuerdo a lo dispuesto en el art韈ulo 20.
• e) Trasladar las ofertas recibidas, as� como las ofertas ordenadas en la etapa de desarrollo de la subasta a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas.

Art韈ulo 16 Fase previa en el procedimiento de subasta de combustibles

1. Con periodicidad bienal, la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas publicar� en la p醙ina web del Ministerio para la Transici髇 Ecol骻ica y el Reto Demogr醘ico el acuerdo de inicio del procedimiento de la subasta de combustible con las estimaciones de necesidades de consumo de combustible para los dos a駉s siguientes por tipo de combustible y territorio no peninsular, junto con los pliegos de bases y borradores de contratos aportados por las empresas propietarias de las centrales de producci髇.

En este acuerdo de inicio deber醤 figuran expresamente aquellos combustibles exceptuados de la aplicaci髇 de la subasta de acuerdo con lo previsto en el art韈ulo 26 de esta orden.

2. A estos efectos, el operador del sistema remitir� en la primera quincena del mes de enero de cada periodo bienal, un informe con la estimaci髇 de los consumos de combustible, diferenciando por tipo de combustible y territorio no peninsular para cubrir las necesidades de demanda en cada territorio no peninsular en los dos a駉s siguientes.

3. Esta informaci髇 ser� trasladada por la Direcci髇 General a las empresas propietarias de las centrales de producci髇 para que, en su caso, en el plazo de diez d韆s desde su notificaci髇, presenten observaciones y/o nuevas estimaciones de consumo de los combustibles que habr醤 de participar en la subasta.

4. A partir de la informaci髇 disponible, la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas estimar� las necesidades de consumo de combustible que trasladar� a las empresas propietarias de las centrales de producci髇 en base a las cuales dichas empresas deber醤 remitir en el plazo de quince d韆s la propuesta de pliego de bases por el que habr� de regirse la convocatoria y del borrador de contrato que haya que suscribirse con el adjudicatario de los que ser醤 responsables.

Las propuestas de pliego de bases presentadas por los titulares podr醤 ser objeto de modificaci髇 con la finalidad de que se cumplan los principios de concurrencia, transparencia, objetividad y no discriminaci髇. Los pliegos de bases definitivos que finalmente se aprueben motivar醤 los cambios respecto de las propuestas remitidas.

En todo caso, la propuesta de pliegos y los pliegos de bases definitivos contendr醤 las garant韆s y medidas necesarias para asegurar la seguridad de suministro.

En los borradores de contrato de suministro se deber� hacer menci髇 de forma clara y expresa al menos, a los siguientes elementos: el volumen y la calidad del combustible, calendario, punto de entrega y condiciones de entrega del combustible.

5. En el plazo de un mes desde la publicaci髇 establecida en el apartado 1, y tomando en consideraci髇 la informaci髇 publicada, los posibles suministradores presentar醤 ante el gestor de las subastas una declaraci髇 de voluntad de participar en la subasta de combustible con la documentaci髇 que acredite su capacidad legal, t閏nica y econ髆ica para asumir el total o una parte del suministro de combustible de acuerdo a los criterios recogidos en el anexo IV.

Recibida la declaraci髇 de voluntad acompa馻da de la documentaci髇 acreditativa, en un plazo de quince d韆s el gestor de las subastas podr� requerir al interesado para que, en un plazo de diez d韆s adicionales a la remisi髇 de dicho requerimiento del gestor de las subastas, subsane o mejore la documentaci髇 presentada. Se podr� requerir informaci髇 adicional para la acreditaci髇 de la capacidad legal, t閏nica y/o econ髆ica o para la subsanaci髇 de la solicitud en los t閞minos indicados, con indicaci髇 de que, si as� no lo hiciera, no se podr� tomar en consideraci髇 informaci髇 distinta.

6. Recibida toda la documentaci髇 adicional en el plazo establecido o transcurrido el mismo sin que se hubiera remitido la documentaci髇 requerida por el gestor de las subastas, dicho gestor, en el plazo m醲imo de un mes desde la fecha de finalizaci髇 del plazo para contestar al requerimiento que, en su caso, haya efectuado, realizar� una precalificaci髇 inicial de los mismos en la que identifique los ofertantes con capacidad legal, t閏nica y econ髆ica para asumir el total o una parte del suministro de combustible en cada territorio no peninsular.

Mediante este proceso de precalificaci髇 se obtendr� el derecho a recibir informaci髇 relacionada con la subasta y a participar con posterioridad, en su caso, en la subasta.

El gestor de la subasta trasladar� los resultados a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, la cual resolver� la fase previa declarando los sujetos precalificados y los no precalificados. Esta resoluci髇 ser� publicada en la web del Ministerio para la Transici髇 Ecol骻ica y el Reto Demogr醘ico.

7. En aquellos casos en los que no se hubieran recibido solicitudes en esta fase previa, la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas resolver� la finalizaci髇 del procedimiento de subasta para ese combustible y ese territorio no peninsular y se estar� a lo dispuesto en el art韈ulo 24 para la determinaci髇 del precio de los combustibles. Esta resoluci髇 ser� publicada en la web del Ministerio para la Transici髇 Ecol骻ica y el Reto Demogr醘ico.

Art韈ulo 17 Convocatoria del procedimiento de subasta de combustible

1. En el plazo m醲imo de un mes tras la publicaci髇 de la resoluci髇 que recoge los agentes precalificados en la fase previa, por resoluci髇 de la Secretar韆 de Estado de Energ韆 se convocar� el procedimiento de subasta para el suministro de combustibles y la determinaci髇 de su precio, cuyo objeto ser� el suministro de combustible en puerto para cada uno de los tipos de combustibles utilizados y para cada uno de los territorios no peninsulares, a excepci髇 del gas natural en Baleares cuyo objeto ser� el precio de la materia prima, tal y como se definen en el art韈ulo 6.

2. El procedimiento se desarrollar� conforme a lo dispuesto en el art韈ulo 41 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, y a lo previsto esta orden.

3. Para la participaci髇 en la subasta, los oferentes precalificados deber醤 constituir una garant韆 ante la Caja General de Dep髎itos de acuerdo a lo previsto en el art韈ulo 25, y que responda al mantenimiento de la oferta hasta la firma del contrato con el titular de los grupos de producci髇.

4. La convocatoria junto con los pliegos de bases que hayan de regir las subastas y los borradores de contrato a suscribir ser� publicada en el 獴olet韓 Oficial del Estado� y deber� detallar al menos:

• a) La forma y plazo en que han de presentarse las solicitudes de participaci髇 y podr� contener la exigencia del pago de una tasa.
• b) Los precios de salida para la realizaci髇 de la subasta.
• c) Los precios a considerar para determinar el valor de la garant韆 para la participaci髇 en la subasta.

Art韈ulo 18 Especificaciones de detalle de la subasta

1. Podr醤 participar en la subasta aquellos sujetos que hubieran sido precalificados por el gestor de las subastas para, al menos, un combustible y territorio no peninsular, y que acrediten el debido dep髎ito de la garant韆 establecida ante el gestor de la subasta, de acuerdo a lo dispuesto en el art韈ulo 25.

2. Los oferentes podr醤 efectuar sus ofertas para los combustibles y territorio no peninsular para los que hubieran sido precalificados. Se considerar� una 鷑ica oferta diferente por cada producto y territorio no peninsular, seg鷑 se establezca en la resoluci髇. En caso de presentar varias ofertas por producto y territorio no peninsular, se tomar� como v醠ida la 鷏tima presentada dentro del plazo.

3. El gestor ser� el responsable de la fase previa y de la fase de presentaci髇 de ofertas, para lo que habilitar� un sitio web para la presentaci髇 de la documentaci髇 y/u ofertas correspondientes a ambas fases.

4. Las ofertas presentadas consistir醤 en un porcentaje de reducci髇 respecto al precio de salida. Las ofertas se realizar醤 por tramos de reducci髇 de 1 punto b醩ico. Dichas ofertas ser醤 irrevocables e incondicionales.

Art韈ulo 19 Presentaci髇 y recepci髇 de ofertas

1. En la forma y plazo establecidos en la convocatoria, y dentro de las funciones otorgadas al gestor de la subasta, se iniciar� un periodo de presentaci髇 de ofertas seg鷑 los siguientes pasos:

• 1.� Se habilitar� un periodo de tiempo durante el cual los oferentes puedan insertar sus ofertas.
• 2.� Una vez terminado el periodo de inserci髇 de ofertas se proceder� al cierre de la etapa de ofertas.
• 3.� Concluida dicha etapa, los participantes en la misma dispondr醤 de un periodo de diez d韆s para presentar reclamaciones ante el gestor de la subasta en caso de que as� lo requiriesen.

Art韈ulo 20 Ordenaci髇 y traslado de las ofertas

1. Una vez terminado el proceso de recepci髇 de ofertas, para cada producto incluido en la subasta, el gestor encargado de la subasta realizar� el proceso de ordenaci髇 basado en los siguientes pasos:

• a) No se considerar醤 las solicitudes que no hayan justificado la constituci髇 de la garant韆 de acuerdo a lo dispuesto en el art韈ulo 25.
• b) Resultar醤 descartadas aquellas ofertas que no se ajusten a los tipos de combustibles en cada uno de los territorios no peninsulares establecidos en la convocatoria de subasta.
• c) Resultar醤 descartadas aquellas ofertas presentadas por oferentes que no hayan sido precalificados.
• d) Resultar醤 descartadas aquellas ofertas cuyo precio sea superior al precio de salida, as� como aquellas cuyo porcentaje de reducci髇 no sea directamente aplicable a las referencias o 韓dices establecidos en el precio de salida.
• e) Para cada combustible, las ofertas ser醤 ordenadas comenzando por aquella que presente mayor coeficiente de reducci髇 sobre el precio de partida de la subasta que les resulta de aplicaci髇 y continuando en sentido descendente.
• f) En caso de ofertas con igual coeficiente de reducci髇 sobre el precio de partida, el gestor ordenar� las ofertas empatadas atendiendo al criterio de prelaci髇 temporal en la presentaci髇 de la oferta considerando fecha, hora, minuto y segundo de presentaci髇. En caso de existir subsanaciones o entregas de documentaci髇 adicional se considera la fecha de 鷏tima entrega.

2. En el plazo de quince d韆s tras la finalizaci髇 del proceso de recepci髇 de ofertas, el gestor encargado de la subasta remitir� los resultados ordenados de la subasta a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas.

Art韈ulo 21 Resoluci髇 del procedimiento de subasta de combustible y precio resultado de la subasta

1. La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas finalizar� el procedimiento de subasta mediante resoluci髇 en el plazo m醲imo de tres meses tras la recepci髇 de las ofertas ordenadas trasladadas por el gestor de la subasta.

2. La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas podr� solicitar informe, no vinculante, a la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia en el que valore si la subasta se ha desarrollado de forma objetiva, transparente y no discriminatoria en sus distintas etapas, as� como otros aspectos de las distintas fases del procedimiento de subastas. Transcurrido el plazo sin que se hubiera emitido el mismo se podr� continuar con el procedimiento de subasta de combustible.

3. La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, a partir de los resultados del proceso de selecci髇 trasladados por el gestor de la subasta, dictar� resoluci髇 por la que se resuelve la subasta, que ser� publicada en el 獴olet韓 Oficial del Estado�.

4. La resoluci髇 establecer�:

• a) La adjudicaci髇 del suministro de combustible a los oferentes.
• b) El precio del combustible en puerto y/o de la materia prima resultante de la subasta por combustible y territorio no peninsular, que ser� el que resulte de aplicar al precio de salida el porcentaje de reducci髇 obtenido en la subasta.

Asimismo, esta resoluci髇 declarar�, en su caso, los combustibles y territorios no peninsulares para los que la subasta hubiera quedado desierta.

5. La resoluci髇 de la subasta de combustible incluir� un plazo para la firma de los contratos entre los suministradores adjudicatarios del suministro y los titulares de los grupos de generaci髇, as� como su remisi髇 a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas.

6. La no acreditaci髇 de la firma de estos contratos entre los suministradores adjudicatarios del suministro y los titulares de los grupos de generaci髇 supondr� el decaimiento de los resultados de la subasta para el suministro del combustible y territorio no peninsular correspondiente.

7. En los supuestos en los que la subasta quede desierta, sea declarada nula, o no exista un contrato de suministro en vigor, se estar� a lo dispuesto en el art韈ulo 24 para el c醠culo del precio de los combustibles, sin perjuicio de lo establecido en el art韈ulo 23.3.

Art韈ulo 22 Anulaci髇 de la subasta

1. La persona titular de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas podr� resolver la anulaci髇 del procedimiento de subasta por combustible y territorio no peninsular en los siguientes casos:

• a) Si para un combustible y territorio no peninsular existe una 鷑ica oferta y el precio ofertado se encuentra por encima del precio de referencia.
• b) Si para un combustible y territorio no peninsular existen varias ofertas que, encontr醤dose por encima del precio de referencia, corresponden a distintas empresas del mismo grupo empresarial.
• c) Si existe alg鷑 impedimento para la resoluci髇 de la misma, o si se detecta que no existe suficiente presi髇 competitiva que asegure el resultado de la misma.

Art韈ulo 23 Obligaciones de los adjudicatarios de la subasta y de los titulares de las centrales de producci髇

1. El adjudicatario de la subasta adquiere el compromiso de vender el combustible al precio obtenido en la subasta, cumpliendo con las caracter韘ticas y garant韆s recogidas en los pliegos de bases, as� como con las condiciones establecidas en los borradores de contratos de suministro que se publicaron junto con la convocatoria de la subasta, y que habr� de firmar con los titulares de las centrales.

2. Por su parte, los titulares de las centrales de producci髇 deber醤 abonar al suministrador de combustible la contraprestaci髇 correspondiente por el combustible efectivamente entregado al precio resultante de la subasta, en las condiciones establecidas en el contrato de suministro publicado con la convocatoria de la subasta y que habr� de firmar con los adjudicatarios de la misma.

3. Una vez celebrada la subasta, aquellos titulares de instalaciones que no acreditasen la firma del contrato para ese tipo de combustible y en ese territorio no peninsular en los plazos establecidos con el adjudicatario correspondiente, ver醤 reconocido como precio del combustible en puerto y/o de la materia prima a efectos de liquidaci髇 para esas centrales los calculados de acuerdo a lo previsto en el art韈ulo 24 multiplicados por un coeficiente de 0,9.

No obstante lo anterior, por resoluci髇 de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas se podr� exceptuar de la aplicaci髇 de este coeficiente a aquellos titulares cuyo incumplimiento en la acreditaci髇 de la firma del contrato no se deba a causas directamente imputables a los mismos, y se comunique dicha circunstancia a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas con anterioridad al vencimiento del plazo que vaya a incumplirse.

Art韈ulo 24 Precios en los supuestos sin resultado de subasta

1. En los casos en los que, como resultado de la fase previa no se haya convocado subasta, se declare la subasta desierta, se anule la subasta, en las excepciones de aplicaci髇 de la subasta previstas en el art韈ulo 26, o en cualquier otro supuesto en el que no sea posible aplicar un resultado de la subasta, los sujetos productores deber醤 establecer contratos particulares de suministro de combustible.

2. En los supuestos sin resultado de subasta, los precios del combustible en puerto, as� como el precio de la materia prima para el gas natural en Baleares, a efectos de liquidaci髇 se calcular醤 como los precios de referencia mensuales establecidos en el art韈ulo 13, sin perjuicio de lo dispuesto en el art韈ulo 23.3.

Art韈ulo 25 Garant韆 para la participaci髇 en la subasta de combustibles

1. Para la participaci髇 en la subasta de combustible ser� necesaria la presentaci髇, ante el gestor de la subasta de los resguardos de la Caja General de Dep髎itos acreditativo de haber depositado una garant韆 econ髆ica por cada uno de los combustibles en cada uno de los territorios no peninsulares para los que pretenda presentar oferta. En cada uno de los resguardos presentados deber� de constar el objeto de constituci髇 de la garant韆, con indicaci髇 expresa de este art韈ulo.

El objeto de la garant韆 ser� el mantenimiento de la oferta hasta la resoluci髇 del procedimiento o, para el adjudicatario de la subasta, hasta la firma del contrato con el titular de los grupos, cumpliendo, en todo caso, los requisitos establecidos en la convocatoria de subasta.

2. El valor de esta garant韆 ser� del uno por ciento del resultado de multiplicar:

• a) El volumen publicado para cada uno de los combustibles en cada uno de los territorios no peninsulares.
• b) El 鷏timo precio de combustible a efectos de despacho seg鷑 lo establecido en el art韈ulo 10. Para los nuevos combustibles aprobados en el cap韙ulo II de la presente orden se tomar� el precio de despacho establecido en la disposici髇 transitoria segunda. Estos precios ser醤 publicados en la convocatoria del procedimiento de subasta referido en el art韈ulo 17.

3. Con anterioridad a que la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas resuelva el procedimiento de subasta, el interesado podr� desistir de su solicitud y solicitar la cancelaci髇 de la garant韆.

Asimismo, para aquellas ofertas no seleccionadas en el procedimiento de subasta, se proceder� a la cancelaci髇 de la garant韆, sin el requerimiento de solicitud por el interesado.

Para las ofertas adjudicatarias de acuerdo a la resoluci髇 del procedimiento de subasta de combustible, la garant韆 se cancelar� sin requerimiento de solicitud del adjudicatario una vez acreditada la firma del contrato con el titular de los grupos de generaci髇.

4. El incumplimiento de la firma del contrato por parte del adjudicatario de la subasta en el plazo establecido supondr� la ejecuci髇 de la garant韆.

Art韈ulo 26 Excepciones de aplicaci髇 de la subasta para el suministro de combustible f髎il

1. De acuerdo con lo previsto en el art韈ulo 42 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, se except鷄 de la aplicaci髇 del mecanismo de subastas para el aprovisionamiento de combustible y la determinaci髇 del precio de combustible en puerto o precio de la materia prima a aquellos combustibles que supongan un aprovisionamiento menor de 2.000 toneladas anuales para los territorios no peninsulares de Baleares y Canarias, y de 1.000 toneladas anuales para los territorios no peninsulares de Ceuta y Melilla.

2. Los titulares de los grupos que consuman estos combustibles deber醤 presentar a la Secretar韆 de Estado de Energ韆, en el plazo de dos meses tras la publicaci髇 de la convocatoria de subasta establecida en el art韈ulo 17, al menos tres presupuestos de suministro de los combustibles exceptuados de la subasta para los grupos de su titularidad y para los dos a駉s siguientes.

3. La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas determinar� el suministro de los combustibles y el precio en el puerto o precio de la materia prima de los mismos, a partir de los anteriores presupuestos. Para ello, podr� requerir cuanta informaci髇 considere necesaria al titular de los grupos y/o a los responsables de las ofertas de suministro de combustible presentadas, as� como de informe a la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia.

En todo caso, el procedimiento de determinaci髇 del precio estar� sometido a los principios de concurrencia, transparencia, objetividad y no discriminaci髇.

La resoluci髇 de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas deber� establecer el adjudicatario con base en el menor precio de los presupuestos presentados. En aquellos casos en los que todas las ofertas presentadas superen en m醩 de un 10 % el precio de referencia y en aquellos en los que no se hayan presentado al menos tres presupuestos, la resoluci髇 declarar� nulo el procedimiento.

4. Los titulares de los grupos deber醤 establecer contratos particulares de suministro de combustible con el suministrador adjudicatario y al precio determinado en el presupuesto presentado, de acuerdo con la resoluci髇 de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas.

5. Si no se hubiera resuelto el suministro de los combustibles exceptuados de la subasta en el plazo de seis meses desde la presentaci髇 de las ofertas del apartado 2 por parte del titular de los grupos, este deber� establecer contratos particulares de suministro de combustible, siendo calculado el precio de combustible en puerto o materia prima de acuerdo a lo dispuesto en el art韈ulo 24.

6. Asimismo, en todos aquellos supuestos en los que los precios de los combustibles exceptuados no hayan podido ser establecidos seg鷑 el anterior procedimiento, los precios de combustible en puerto o materia prima a efectos de liquidaci髇 se calcular醤 de acuerdo al art韈ulo 24.

7. Por orden ministerial se podr醤 modificar las anteriores excepciones a las subastas o establecer nuevas excepciones atendiendo a las necesidades de consumo de combustibles de los grupos con r間imen retributivo adicional en el ejercicio de su actividad de producci髇 de energ韆 el閏trica.

Art韈ulo 27 Valores unitarios de referencia

1. Los valores unitarios de referencia, en €/kW, definidos en el art韈ulo 26 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, para el c醠culo del valor est醤dar de la inversi髇 se obtendr醤, para una determinada tecnolog韆, a partir de la siguiente expresi髇:

Iu = k * PN^l

Siendo:

PN: potencia neta de la instalaci髇 en MW que conste en el registro administrativo de instalaciones de producci髇.

Los par醡etros k y l para el segundo periodo regulatorio, ser醤 los definidos en el anexo V.

2. El coeficiente de correcci髇 de los valores unitarios de referencia en aquellos supuestos en los que se instalen nuevos grupos de generaci髇 aprovechando infraestructuras existentes definido en el art韈ulo 26 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, ser� 1 para el segundo periodo regulatorio.

Art韈ulo 28 Valores tope de tiempo 玹� desde la 鷏tima parada

1. El valor tope del t閞mino, 玹� tiempo transcurrido desde la 鷏tima parada, en horas, definido en el art韈ulo 33.2 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, se establece con valores distintos del general para las siguientes instalaciones tipo:

Disposici髇 adicional primera Reconocimiento de cuotas extraordinarias pagadas a CORES por Endesa Generaci髇 SAU en ejecuci髇 de sentencia

En ejecuci髇 de la Sentencia del Tribunal Supremo 1337/2021 de fecha 16 de noviembre de 2021 reca韉a en el recurso contencioso-administrativo n鷐ero 301/2020 interpuesto contra la Orden TED/776/2020, de 4 de agosto, se reconoce a Endesa Generaci髇, SAU los costes incurridos en concepto de cuotas extraordinarias a abonar a la Corporaci髇 de Reservas Estrat間icas de Productos Petrol韋eros (CORES) en virtud de la Orden TED/456/2020, de 27 de mayo, por la que se aprueban cuotas extraordinarias a abonar a la Corporaci髇 de Reservas Estrat間icas de Productos Petrol韋eros como consecuencia de los efectos de la crisis ocasionada por el COVID-19.

Estos costes ascienden a 1.092.726,93 euros. Esta cuant韆 ser� retribuida por el organismo encargado de las liquidaciones con cargo al extracoste de producci髇 de los territorios no peninsulares, en las primeras liquidaciones del sector el閏trico y con cargo a Presupuestos Generales del Estado disponibles.

Disposici髇 adicional segunda Nuevos combustibles

En aquellos nuevos combustibles que, en su caso sean autorizados, el precio del combustible se determinar� de acuerdo a esta disposici髇 hasta la convocatoria de la siguiente subasta de combustible. En particular, el precio se establecer� de acuerdo a lo dispuesto en la orden ministerial por la que se autorice el nuevo combustible.

Disposici髇 transitoria primera Primera convocatoria de subasta de combustible

1. En el plazo de seis meses desde la entrada en vigor de esta orden, los titulares de los grupos con r間imen retributivo adicional remitir醤 a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas informaci髇 con los contratos de suministro de combustible a los grupos generadores en vigor, junto con la fecha de finalizaci髇 de los mismos.

2. Aquellos combustibles y territorios no peninsulares que dispongan de contrato de aprovisionamiento en vigor, estar醤 exceptuados de aplicaci髇 de la subasta para el suministro de combustible f髎il hasta la finalizaci髇 del mismo, siendo el precio de combustible en puerto o el coste de la materia prima establecido de acuerdo a lo dispuesto en el art韈ulo 24 de esta orden.

3. Previamente a la convocatoria de la primera subasta de combustible, la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas solicitar� al operador del sistema la estimaci髇 de los consumos de combustible para los siguientes a駉s considerando la informaci髇 disponible de acuerdo al apartado anterior. Hasta que la anterior informaci髇 sea solicitada, el operador del sistema queda exceptuado de la presentaci髇 de informaci髇 en aplicaci髇 de lo dispuesto en el art韈ulo 16 de esta orden.

4. Asimismo, una vez recibida la anterior informaci髇 del operador del sistema, se estar� a lo establecido en el art韈ulo 16 de esta orden, convoc醤dose la primera subasta de combustible por el periodo restante hasta el inicio de los periodos de convocatoria bienales establecidos en el art韈ulo 16.1.

Disposici髇 transitoria segunda Precios de combustibles y poder calor韋ico inferior hasta la resoluci髇 de la primera subasta de combustible

1. Hasta la resoluci髇 de la primera subasta de combustible que determine el precio del combustible en puerto de cada uno de los combustibles f髎iles utilizados y el precio de la materia prima para el gas natural en Baleares, definidos en los art韈ulos 7 y 8, los anteriores se calcular醤 a partir de los precios de referencia establecidos en esta orden de acuerdo a lo dispuesto en el art韈ulo 24.

Asimismo, estos precios de referencia ser醤 de aplicaci髇 para el c醠culo del precio del combustible en puerto y para el c醠culo del precio de la materia prima desde el 27 de enero de 2022.

2. Para los combustibles autorizados en la disposici髇 transitoria tercera del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, y hasta las actualizaciones establecidas en los art韈ulos 10 y 11 de esta orden, se emplear醤 a efectos de despacho los precios de combustible y valores de poder calor韋ico inferior vigentes.

3. Para la determinaci髇 de los precios del combustible gas natural a efectos de despacho seg鷑 lo previsto en el art韈ulo 10 se tomar醤 los siguientes valores de poderes calor韋icos y densidades, hasta su actualizaci髇 a partir de los 鷏timos valores aprobados de acuerdo a lo establecido en esta orden:

• 1. Para el gas natural en Baleares, PC = 11,66677 kWh/m³, ρ_r = 0,62577.
• 2. Para el gas natural en Canarias y Melilla, PC = 11,66677 kWh/m³, ρ_GN = 0,80905, PCI = 11.100 th/t.

4. Asimismo, para el precio del combustible gas髄eo de automoci髇 10 ppm contenido en azufre (GOA) a efectos de despacho en Canarias, Ceuta y Melilla y hasta que sea actualizado de acuerdo a lo establecido en esta orden, el precio de combustible en puerto se calcular� seg鷑 los 韓dices y cotizaciones establecidos en el art韈ulo 13, correspondientes al mes anterior al de entrada en vigor de la presente orden.

El poder calor韋ico inferior del combustible gas髄eo de automoci髇 10 ppm contenido en azufre (GOA) a efectos de despacho de producci髇 hasta su actualizaci髇 de acuerdo a lo dispuesto en el art韈ulo 11 tomar� el valor de 10.373 th/t.

Disposici髇 derogatoria 鷑ica Derogaci髇 normativa

Queda derogado expresamente el art韈ulo 2 de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio, por la que se regulan diferentes aspectos de la normativa de los sistemas el閏tricos insulares y extrapeninsulares.

Disposici髇 final primera Aplicaci髇 de la orden

Se autoriza a la Secretar韆 de Estado de Energ韆 a dictar las resoluciones necesarias para la aplicaci髇 de los preceptos contenidos en esta orden.

Disposici髇 final segunda Modificaci髇 de anexos VIII, XI y XIII del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producci髇 de energ韆 el閏trica y el procedimiento de despacho en los sistemas el閏tricos de los territorios no peninsulares

1. Se modifica el apartado 2.c) del anexo VIII 玃rocedimiento para el otorgamiento de la resoluci髇 de compatibilidad� del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, quedando redactado como sigue:

2. Se modifica el apartado 3 del anexo VIII 玃rocedimiento para el otorgamiento de la resoluci髇 de compatibilidad� del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, quedando redactado como sigue:

3. Se modifica la definici髇 del par醡etro desv (e,h,j) de los apartados 4 y 5 del anexo XI del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, con la siguiente dicci髇:

4. Se a馻de el siguiente p醨rafo al final del anexo XIII 獶atos t閏nicos y econ髆icos de despacho� del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio:

Disposici髇 final tercera Correcci髇 de errores de la Orden TED/749/2020, de 16 de julio, por la que se establecen los requisitos t閏nicos para la conexi髇 a la red necesarios para la implementaci髇 de los c骴igos de red de conexi髇

Advertidos errores en la Orden TED/749/2020, de 16 de julio, por la que se establecen los requisitos t閏nicos para la conexi髇 a la red necesarios para la implementaci髇 de los c骴igos de red de conexi髇, publicada en el 獴olet韓 Oficial del Estado� n鷐ero 208 de 1 de agosto de 2020, se procede a efectuar las siguientes rectificaciones:

• Uno. En la p醙ina 62418, Apartado 1.8, segundo p醨rafo, letra b), donde dice: 玝) Insensibilidad de respuesta con la variaci髇 de frecuencia |Δf₁| igual al 10 mHz�, debe decir: 玝) Insensibilidad de respuesta con la variaci髇 de frecuencia |Δf_i| igual al 10 mHz�.
• Dos. En la p醙ina 62419, figura 5, donde dice:

  

  Figura 1. Caracter韘tica est醫ica potencia-frecuencia contin鷄 resultado de acumular las caracter韘ticas est醫icas de los modos MRPFL-O, MRPFL-U y MRPF.

  Debe decir:

  

  Figura 2. Caracter韘tica est醫ica potencia-frecuencia contin鷄 resultado de acumular las caracter韘ticas est醫icas de los modos MRPFL-O, MRPFL-U y MRPF.

• Tres. En la p醙ina 62421, primer p醨rafo, donde dice: �… gestor de la red de transporte, en funci髇 de las caracter韘ticas del punto de conexi髇 o atendiendo a situaciones de red no previstas en el momento de la conexi髇 por la evoluci髇 a futuro de las caracter韘ticas de las red, siempre que no supongan un redimensionamiento no previsto en el m骴ulo de generaci髇 de electricidad�, debe decir: �… operador del sistema, en funci髇 de las caracter韘ticas del punto de conexi髇 o atendiendo a situaciones de red no previstas en el momento de la conexi髇 por la evoluci髇 a futuro de las caracter韘ticas de la red, siempre que no supongan un redimensionamiento no previsto en el m骴ulo de generaci髇 de electricidad�.
• Cuatro. En la p醙ina 62426, figura 9, donde dice:

  

  Figura 3. Ejemplo ilustrando los tiempos de respuesta.

  Debe decir:

  

  Figura 4. Ejemplo ilustrando los tiempos de respuesta.

• Cinco. En la p醙ina 62436, subapartado 3.3.1., letras b) y c), donde dice:

  玝) si la tensi髇 residual en el punto de conexi髇 baja de 0,5 pu, pero no baja de 0,2 pu, el m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono deber� alcanzar el 95 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 2 segundos una vez la tensi髇 alcance o supere 0,85 pu, y el 100 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 2 segundos adicionales.

  c) si la tensi髇 residual en el punto de conexi髇 baja de 0,2 pu, el m骴ulo de parque el閏trico deber� alcanzar el 95 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 3 segundos una vez la tensi髇 alcance o supere 0,85 pu, y el 100 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 2 segundos adicionales.�

  Debe decir:

  玝) si la tensi髇 residual en el punto de conexi髇 baja de 0,5 pu, pero no baja de 0,2 pu, y el recurso primario lo permite, el m骴ulo de parque el閏trico deber� alcanzar el 95 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 2 segundos una vez la tensi髇 alcance o supere 0,85 pu, y el 100% de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 2 segundos adicionales.

  c) si la tensi髇 residual en el punto de conexi髇 baja de 0,2 pu, y el recurso primario lo permite, el m骴ulo de parque el閏trico deber� alcanzar el 95 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 3 segundos una vez la tensi髇 alcance o supere 0,85 pu, y el 100 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 2 segundos adicionales.�

• Seis. En la p醙ina 62436, leyenda figura 19, donde dice: 獸igura 19. Tiempos m韓imos de sobretensiones en el punto de conexi髇 (tensi髇 eficaz a tierra en una o en todas las fases en valor unitario de la base de tensi髇 del punto de conexi髇) que debe ser capaz de soportar sin desconectar un m骴ulo de parque el閏trico tipo D conectado en la red de transporte r�, debe decir: 獸igura 19. Tiempos m韓imos de sobretensiones en el punto de conexi髇 (tensi髇 eficaz a tierra en una o en todas las fases en valor unitario de la base de tensi髇 del punto de conexi髇) que debe ser capaz de soportar sin desconectar un m骴ulo de parque el閏trico tipo D conectado en la red de transporte�.

Disposici髇 final cuarta Modificaci髇 de la Orden ITC/2370/2007, de 26 de julio, por la que se regula el servicio de gesti髇 de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energ韆 en el mercado de producci髇

Se modifica la Orden ITC/2370/2007, de 26 de julio, por la que se regula el servicio de gesti髇 de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energ韆 en el mercado de producci髇, de acuerdo con lo siguiente:

• Uno. El apartado 1 del art韈ulo 6 pasa a tener la siguiente redacci髇:

  �1. El servicio prestado por el consumidor se retribuir� de acuerdo con la siguiente f髍mula:

  RSI= DI x FE

  Donde:

  • – RSI: Retribuci髇 anual del servicio de interrumpibilidad expresada en euros, con el l韒ite m醲imo para cada proveedor del servicio de 20 euros por MWh consumido.
  • – FE: Importe correspondiente a la facturaci髇 anual equivalente de la energ韆, expresada en euros, que se calcular� de acuerdo con la siguiente f髍mula:

    

    
    Donde:
    Peh es el precio medio de la energ韆 expresado en euros por MWh con dos decimales correspondiente al trimestre h. Este precio se publicar� para cada trimestre por la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas utilizando como referencias los precios resultantes del mercado diario y los precios del mercado a plazo de OMIP.
    Ej es la energ韆 trimestral consumida en barras de central, expresada en MWh, en cada per韔do tarifario j de los que se definen en el art韈ulo 7 de la Circular 3/2020, de 15 de enero, de la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodolog韆 para el c醠culo de los peajes de transporte y distribuci髇 de electricidad.
    αj, coeficiente de modulaci髇 de carga, que tomar� los siguientes valores en cada per韔do tarifario j.

    Per韔do tarifario	1	2	3	4	5	6
    j	0,046	0,096	0,09	0,176	0,244	1,390

    
    La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas podr� modificar los valores en funci髇 de la evoluci髇 del sistema el閏trico, as� como establecer diferentes categor韆s para los mismos en funci髇 de la modulaci髇 de carga que el proveedor del servicio preste al sistema.
    • – DI: Descuento anual en porcentaje. Se calcular� con dos cifras decimales y el redondeo se har�, por defecto o por exceso, seg鷑 que la tercera cifra decimal despreciada sea o no menor que 5. Se calcular� de acuerdo con lo siguiente, sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 2 del presente art韈ulo:

      

      
      Donde las variables tienen el siguiente significado:
      H = Horas anuales de utilizaci髇 equivalente expresadas en n鷐eros enteros, con un redondeo igual al anterior, que se calcular� como el cociente entre el consumo total anual expresado en kWh y la potencia Pm1 que se define m醩 adelante, expresada en kW. Si el valor del cociente fuera inferior a 2.100, DI ser� igual a 0. Si el valor del cociente fuera superior a 14.000 horas, H tomar� el valor de 14.000.
      S = Coeficiente de coincidencia. Tendr� los siguientes valores, seg鷑 el n鷐ero de tipos de reducci髇 de potencia que hayan sido contratados por el proveedor del servicio.

      N.� tipos	S
      3	0,85
      5	0,65

      
      Ki = Constante, que tendr� un valor para cada tipo i de orden de reducci髇 de potencia que haya sido contratada por el proveedor del servicio.

      Tipo	K
      1	25
      2	25
      3	14
      4	16
      5	20

  Pm1 = Potencia media consumida por el proveedor de este servicio en el per韔do tarifario 1 definido en el art韈ulo 7 de la Circular 3/2020, de 15 de enero, de la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodolog韆 para el c醠culo de los peajes de transporte y distribuci髇 de electricidad. Su valor se calcular� como cociente entre la energ韆 consumida en el per韔do tarifario 1 definido anteriormente y las horas de dicho per韔do descontando, en su caso, las horas correspondientes a 髍denes de reducci髇 de potencia aplicadas durante el mismo.

  Pm醲. i = Potencia residual m醲ima demandable por el consumidor durante la posible interrupci髇 en cada uno de los tipos i a los que est� acogido.

  ΣKi (Pm1 – Pm醲. i) = suma de los productos Ki (Pm1 – Pm醲. i) para cada uno de los tipos i de reducci髇 de potencia contratados. Si el valor de (Pm1 – Pm醲. i) fuera negativo, se tomar� igual a 0.

  Todos los valores de potencia se expresar醤 en kW.�

• Dos. Se a馻de un 鷏timo p醨rafo del art韈ulo 6 con la siguiente redacci髇:

  玁o obstante lo anterior, en el caso de consumidores con instalaciones de generaci髇 asociada acogidos a la modalidad de suministro con autoconsumo sin excedentes, prevista en el Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, t閏nicas y econ髆icas del autoconsumo de energ韆 el閏trica, se considerar� la demanda de energ韆 el閏trica del consumidor descontando posibles entregas de energ韆 de la generaci髇 asociada en cada momento.�

• Tres. Se modifica el apartado 2 del art韈ulo 7 de la siguiente manera:

  �2. Cuando no sea posible determinar la potencia demandada por funcionamiento incorrecto del max韒etro integrador de cinco minutos, se distinguir醤 los siguientes casos:

  • a) Cuando, excepcionalmente, en caso de fallo o indisponibilidad del max韒etro integrador de cinco minutos, los registros de potencia demandada puedan determinarse por el Operador del Sistema mediante integraci髇 de las telemedidas de tiempo real recibidas o por cualquier otro medio que estime conveniente.

    En este caso, el Operador del Sistema podr� considerar cumplida una orden de reducci髇 de potencia, siempre y cuando se cumpla el requisito establecido en el p醨rafo b) del apartado 1 anterior y el proveedor del servicio subsane, en el plazo m醲imo de treinta d韆s desde la fecha de emisi髇 de la orden de reducci髇 de potencia, los defectos que hubieran provocado el fallo o indisponibilidad de los max韒etros o de su registro. El Operador del Sistema comprobar� el correcto funcionamiento del equipo, expedir� el certificado correspondiente y lo notificar� a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas.

    En caso contrario, la orden de reducci髇 de potencia se considerar� incumplida.

  • b) Cuando el Operador del Sistema no pueda verificar el cumplimiento de la orden de reducci髇 de potencia solicitada, se considerar� como incumplida, resultando de aplicaci髇 la penalizaci髇 correspondiente.

  La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas resolver� aquellos casos en que existiera duda sobre el cumplimiento o no de una orden de reducci髇 de potencia por parte del proveedor del servicio.

  En el caso de consumidores con instalaciones de generaci髇 asociada acogidos a la modalidad de suministro con autoconsumo sin excedentes, prevista en el Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, los requisitos del cumplimiento de una orden de reducci髇 de potencia se valorar醤 considerando el valor de potencia de consumo de energ韆 el閏trica descontando posibles entregas de energ韆 de la generaci髇 asociada.

  En el caso de consumidores con instalaciones de generaci髇 asociada acogidos a la modalidad de suministro con autoconsumo con excedentes, prevista en el Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, los requisitos del cumplimiento de una orden de reducci髇 de potencia se valorar醤 considerando el valor de potencia de consumo de energ韆 el閏trica sin descontar posibles entregas de energ韆 de la generaci髇 asociada. Asimismo, durante la orden de reducci髇 de potencia, estos consumidores deben mantener su producci髇 de acuerdo con lo que se determine en el correspondiente procedimiento de operaci髇.

  En el caso de consumidores con instalaciones de generaci髇 asociada y para instalaciones de cogeneraci髇, quedar醤 excluidas del c醠culo del c髆puto de las exigencias de rendimiento el閏trico o, en su caso, de las exigencias de ahorro de energ韆 primaria, aquellas horas en las que la instalaci髇 haya sido programada para mantener su producci髇 cuando el consumidor asociado reduzca la potencia demandada en respuesta a una orden de reducci髇 de potencia.�

• Cuatro. Se modifica la definici髇 del par醡etro Pt del art韈ulo 8 de la siguiente manera:

  玃t: Potencia media medida correspondiente al proveedor del servicio desde el inicio de la temporada el閏trica hasta el momento de inicio de la orden de reducci髇 aplicada e incumplida, en el periodo tarifario de aplicaci髇 de dicha orden.

  El valor de Pt no podr� superar en m醩 de un diez por ciento a la potencia media de consumo prevista para el proveedor del servicio para el periodo tarifario que corresponda en la temporada el閏trica de aplicaci髇, ni podr� ser inferior en un diez por ciento a dicho valor de potencia media de consumo prevista. En caso de que el valor de Pt sea inferior al diez por ciento de la potencia media de consumo prevista, se tomar� como valor de Pt el diez por ciento de la citada potencia media de consumo, siempre con un valor m韓imo de 0,8 MW.

  A estos efectos, se considerar� como potencia media de consumo prevista para el proveedor del servicio para el periodo tarifario que corresponda, el 鷏timo valor disponible comunicado a Red El閏trica de Espa馻, SA o, en su defecto, la prevista en el contrato.�

• Cinco. El art韈ulo 9 pasa a tener la siguiente redacci髇:

  獿os consumidores de energ韆 el閏trica que deseen contratar la prestaci髇 del servicio de interrumpibilidad deber醤 cumplir los siguientes requisitos en cada punto de suministro al que se acojan a este servicio:

  • 1.� Ser consumidores conectados en alta tensi髇 que contraten su energ韆 en el mercado de producci髇, bien directamente, bien a trav閟 de comercializador.
  • 2.� Ofrecer un valor m韓imo de potencia interrumpible (Pof) en todos los per韔dos tarifarios, 1 a 6, no inferior a 0,8 MW, para todos y cada uno de los tipos de reducci髇 de potencia que contrate.
    A estos efectos se considera cumplida esta condici髇 en un per韔do tarifario y para un determinado tipo de reducci髇 de potencia si se acredita la siguiente condici髇:
    (Ej / hj – Pm醲. i) ≥ 800 kW
    Donde:
    Pof: Potencia Interrumpible ofertada por el proveedor del servicio en cada per韔do tarifario j y para cada tipo de orden de reducci髇 de potencia i que viene definida de acuerdo con la siguiente f髍mula:
    Ej / hj – Pm醲. i
    Donde:
    Ej: Valor de la energ韆 consumida por el proveedor del servicio en el per韔do tarifario j expresada en kWh.
    hj: N鷐ero de horas anuales correspondientes al per韔do tarifario j
    Pm醲. i: Valor de potencia m醲ima a consumir por el proveedor del servicio para el tipo de reducci髇 de potencia 玦�, en los per韔dos en que se solicite la m醲ima reducci髇 de potencia, expresada en kW.
    Para acogerse a este sistema, los consumidores deber醤 acreditar haber cumplido dicha condici髇 durante los dos a駉s anteriores de acuerdo con la informaci髇 a que se hace referencia en el art韈ulo 10 o estar en condiciones de acreditarla para el a駉 que se desee prestar el servicio en el plan de funcionamiento anual previsto. En el caso de instalaciones que hayan comenzado a funcionar en un plazo inferior a un a駉 en el momento de presentar la solicitud, se exigir� un n鷐ero de horas de funcionamiento en el per韔do equivalente que suponga id閚tica proporci髇 a la condici髇 anterior en el per韔do transcurrido desde el inicio de su consumo. Para instalaciones nuevas se verificar� esta condici髇 sobre el plan de funcionamiento anual previsto.
  • 3.� Que el volumen de consumo anual en el per韔do tarifario 6 sea igual o superior al 51 por ciento de su volumen total de consumo anual.
  • 4.� Tener instalado un rel� de deslastre por subfrecuencia cuyos ajustes ser醤 determinados por el Operador del Sistema.
  • 5.� Tener instalados los equipos de medida y control que se requieran para la gesti髇, control y medida del servicio.
  • 6.� No desarrollar una actividad que incluya servicios b醩icos u otras actividades en que la aplicaci髇 del servicio de interrumpibilidad pueda provocar riesgos para la seguridad de las personas o los bienes.
  • 7.� Prestar al operador del sistema garant韆 suficiente para dar cobertura a las obligaciones econ髆icas que se puedan derivar de su actuaci髇 y cumplir los requisitos establecidos en los procedimientos de operaci髇 relativos al proceso de cobros y pagos.

  A los efectos de aplicaci髇 de los requisitos, los per韔dos tarifarios a que se hace referencia en los mismos ser醤 los definidos en el apartado 3.2 del anexo II de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre.

  Los consumidores con instalaci髇 de generaci髇 asociada deber醤 acreditar los requisitos anteriores considerando la demanda de energ韆 el閏trica del consumidor sin descontar posibles entregas de energ韆 de la generaci髇 asociada en cada momento.

  No obstante lo anterior, los consumidores con instalaciones de generaci髇 asociada acogidos a la modalidad de suministro con autoconsumo sin excedentes, prevista en el Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, t閏nicas y econ髆icas del autoconsumo de energ韆 el閏trica, deber醤 acreditar los requisitos anteriores considerando la demanda de energ韆 el閏trica del consumidor descontando posibles entregas de energ韆 de la generaci髇 asociada en cada momento.�

• Seis. Se modifica el apartado 3.d) del art韈ulo 10 de la siguiente manera:

玠) Acreditaci髇 de que la potencia m醲ima interrumpible (Pof) en todos los per韔dos tarifarios, 1 a 6, es igual o superior a 0,8 MW, para todos y cada uno de los tipos de reducci髇 de potencia que desea contratar.

A estos efectos, el consumidor deber� presentar el correspondiente certificado de la empresa distribuidora donde consten las potencias contratadas y consumo de energ韆 el閏trica en los dos 鷏timos a駉s desglosados en los distintos per韔dos horarios.

En el supuesto de que el consumidor no cumpla este requisito, el Operador del Sistema deber� expresarlo en su informe a efectos de que la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas pueda valorar, con car醕ter previo a su resoluci髇, si concurren circunstancias que hacen viable que, no obstante lo anterior, 閟te pueda prestar el servicio de interrumpibilidad.�

Disposici髇 final quinta T韙ulos competenciales

Esta orden se dicta al amparo de las reglas 13.� y 25.� del art韈ulo 149.1 de la Constituci髇, que atribuye al Estado la competencia exclusiva en materia de bases y coordinaci髇 de la planificaci髇 general de la actividad econ髆ica y de bases del r間imen minero y energ閠ico, respectivamente.

Asimismo, se aprueba seg鷑 lo establecido en la Ley 17/2013, de 29 de octubre, para la garant韆 del suministro e incremento de la competencia en los sistemas el閏tricos insulares y extrapeninsulares, en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector El閏trico, y el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.

Disposici髇 final sexta Entrada en vigor

1. La presente orden entrar� en vigor al d韆 siguiente de su publicaci髇 en el 獴olet韓 Oficial de Estado�.

2. Lo previsto en el apartado uno de la disposici髇 transitoria segunda tendr� efectos desde el 27 de enero de 2022.

3. Lo establecido en el apartado tres de la disposici髇 final segunda tendr� efectos a los cuatro meses de la entrada en vigor de esta orden.