• Expandir / Contraer 韓dice sistem醫ico
• INTRODUCCION
• CAP蚑ULO I.� Objeto y 醡bito de aplicaci髇
  • Art韈ulo 1 燨bjeto
  • Art韈ulo 2 犃mbito de aplicaci髇
  • Art韈ulo 3 燚efinici髇 de los sistemas aislados de los diferentes SEIE
• CAP蚑ULO II.� Procedimiento de despacho de la generaci髇 y determinaci髇 del coste horario de las instalaciones de generaci髇 de los sistemas el閏tricos insulares y extrapeninsulares
  • Art韈ulo 4 燩rocedimiento de despacho de la generaci髇
  • Art韈ulo 5 燙醠culo del coste horario de generaci髇 de cada grupo de producci髇 en r間imen ordinario
• CAP蚑ULO III.� Metodolog韆 de determinaci髇 del coste de combustibles de las instalaciones de generaci髇 de los sistemas el閏tricos insulares y extrapeninsulares
  • Art韈ulo 6 燙oste variable de generaci髇 horario de los grupos del r間imen ordinario
  • Art韈ulo 6 bis 燩ar醡etros aplicables al coste variable de generaci髇 horario
  • Art韈ulo 7 燙醠culo de los precios de combustible
• CAP蚑ULO IV.� Procedimiento de liquidaci髇 de la energ韆 en los SEIE
  • Art韈ulo 8 營nformaci髇 a utilizar para realizar las liquidaciones
  • Art韈ulo 9 燩recio final horario de generaci髇
  • Art韈ulo 10 燩eriodicidad y frecuencia de las liquidaciones
  • Art韈ulo 11 燛nerg韆s a liquidar
  • Art韈ulo 12 燤etodolog韆 de c醠culo de la liquidaci髇 de la energ韆
  • Art韈ulo 13 燙ompensaci髇 del efecto financiero derivado del error entre energ韆 programada y medida
  • Art韈ulo 14 燙醠culo de la prima que complementa el precio medio peninsular
  • Art韈ulo 15 營nformaci髇 a poner a disposici髇 del operador del mercado por el operador del sistema para la realizaci髇 de las liquidaciones
  • Art韈ulo 16 營nformaci髇 a remitir por el operador del sistema a la Comisi髇 Nacional de Energ韆
  • Art韈ulo 17 營nformaci髇 a remitir por el operador del mercado a la Comisi髇 Nacional de Energ韆 para el c醠culo de las liquidaciones
• DISPOSICIONES ADICIONALES
  • Disposici髇 adicional primera 燩eriodicidad de los c醠culos y de las liquidaciones
  • Disposici髇 adicional segunda 燬istema de garant韆s de pago, de facturaci髇, cargos y abonos
  • Disposici髇 adicional tercera 營nscripci髇 en los registros administrativos
  • Disposici髇 adicional cuarta 燭ipo de inter閟 mensual a aplicar y prima para 2006
  • Disposici髇 adicional quinta 燙ierre de energ韆 en los SEIE
• DISPOSICIONES TRANSITORIAS
  • Disposici髇 transitoria primera 燩recios de combustible previsto para el primer semestre de 2006
  • Disposici髇 transitoria segunda 燩lazo para la realizaci髇 de las pruebas y valores transitorios de los par醡etros a utilizar en el c醠culo del combustible para las instalaciones existentes
  • Disposici髇 transitoria tercera 燙醠culo de las liquidaciones para los meses transcurridos del a駉 2006 hasta la entrada en vigor de orden
  • Disposici髇 transitoria cuarta 燛quipos de medida en puntos frontera transporte-distribuci髇
  • Disposici髇 transitoria quinta 燬istema de Liquidaciones y Garant韆s
• 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 燛ntrada en vigor
• ANEXO I .� Valores de los par醡etros a, b y c para los grupos de generaci髇 existentes a 31 de diciembre de 2001
• ANEXO II .� Valores de los par醡etros a, b y c para los grupos de generaci髇 con entrada en explotaci髇 desde el 1 de enero de 2002
• ANEXO III .� Valores de los par醡etros a', b' y c' para los grupos de generaci髇 existentes a 31 de diciembre de 2001
• ANEXO IV .� Valores de los par醡etros a', b' y c' para los grupos de generaci髇 con entrada en explotaci髇 desde el 1 de enero de 2002
• ANEXO V .� Valores de los par醡etros a'' y b'' para los grupos de generaci髇 existentes a 31 de diciembre de 2001
• ANEXO VI .� Valores de los par醡etros a'' y b'' para los grupos de generaci髇 con entrada en explotaci髇 desde el 1 de enero de 2002
• ANEXO VII .� Valores del par醡etro ccrc para los grupos de generaci髇 existentes a 31 de diciembre de 2001

Art韈ulo 1 Objeto

Constituye el objeto de esta orden la determinaci髇 del m閠odo de c醠culo del coste de cada uno de los combustibles utilizados por los grupos de generaci髇 en los sistemas el閏tricos insulares y extrapeninsulares (en adelante SEIE) y el procedimiento de despacho econ髆ico y liquidaci髇 de la energ韆 en estos sistemas, todo ello de acuerdo con lo establecido en los art韈ulos 6.5 y 18.5 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas el閏tricos insulares y extrapeninsulares.

Art韈ulo 2 羗bito de aplicaci髇

1. Esta orden es de aplicaci髇 a los siguientes sujetos definidos en el art韈ulo 9 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector El閏trico, instalados en los SEIE:

• a) El Operador del Sistema (Red El閏trica de Espa馻, S.A.).
• b) El Operador del Mercado (Operador del Mercado Ib閞ico de Energ韆-Polo Espa駉l, S.A.).
• c) Los productores de energ韆 el閏trica en r間imen ordinario de los SEIE, entendi閚dose como tales aquellos titulares de instalaciones de producci髇 de energ韆 el閏trica que est閚 inscritas en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producci髇 de Energ韆 El閏trica del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.
• d) Los productores de energ韆 el閏trica en r間imen especial de los SEIE que participen en el despacho de la energ韆 gestionado por el operador del sistema de acuerdo con lo establecido en el art韈ulo 9 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.
• e) Los distribuidores de energ韆 el閏trica de los SEIE que se encuentren inscritos en el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados definido en el art韈ulo 182 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribuci髇, comercializaci髇, suministro y procedimientos de autorizaci髇 de instalaciones de energ韆 el閏trica .
• f) Los comercializadores de energ韆 el閏trica que cumplan con los requisitos establecidos en el art韈ulo 16 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.

2. Adem醩 lo dispuesto en esta orden es de aplicaci髇 a los consumidores de energ韆 el閏trica de los SEIE que opten por adquirir la energ韆 directamente en el despacho y cumplan con los requisitos establecidos en el art韈ulo 17 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, y a la Comisi髇 Nacional de Energ韆.

Art韈ulo 3 Definici髇 de los sistemas aislados de los diferentes SEIE

Los sistemas el閏tricos aislados que conforman los SEIE de las Comunidades Aut髇omas de Illes Balears y Canarias, as� como las Ciudades de Ceuta y Melilla, son los siguientes:

Art韈ulo 4 Procedimiento de despacho de la generaci髇

1. El despacho de la generaci髇 para cada uno de los sistemas aislados de los SEIE se llevar� a cabo por el Operador del Sistema mediante la minimizaci髇 del coste variable de producci髇 utilizando un modelo adecuado que cumpla los requisitos establecidos en el art韈ulo 4 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, de tal forma que se efect鷈 la cobertura de la demanda con los recursos de generaci髇 disponibles en cada sistema el閏trico, de acuerdo con el orden de m閞ito econ髆ico y las limitaciones que impongan las restricciones de red o medioambientales.

2. A estos efectos, la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, establecer� anualmente, con car醕ter previo y a propuesta de la Comisi髇 Nacional de Energ韆, los objetivos m韓imos de eficiencia y calidad en cada SEIE.

Dichos objetivos ser醤 referencias b醩icas en la explotaci髇 real para el operador del sistema. Las desviaciones relativas derivadas de la explotaci髇 real respecto a los objetivos fijados en cada SEIE, exceptuando aquellas derivadas de circunstancias excepcionales y sobrevenidas, podr醤 ser consideradas en la retribuci髇 del operador del sistema.

3. El modelo de despacho deber� cumplir los siguientes requisitos m韓imos:

3.1. Programaci髇 semanal y diaria:

El despacho econ髆ico se iniciar� en una programaci髇 semanal para todos los sistemas el閏tricos que componen los SEIE, redefinida en programaciones diarias con las excepciones que se puedan establecer en los procedimientos de operaci髇, y ser醤 debidamente comunicadas a los agentes implicados.

Sin perjuicio de su desarrollo en el Procedimiento de Operaci髇 correspondiente, el despacho de generaci髇 se realizar� partiendo de los par醡etros t閏nicos aprobados para cada grupo generador de r間imen ordinario, particularmente los siguientes:

• a) Potencia neta m醲ima y m韓imo t閏nico.
• b) Rampas de subida y bajada de potencia.
• c) Tiempos y costes de arranque.
• d) Costes variables de funcionamiento seg鷑 el nivel de carga (combustible y otros costes variables de operaci髇 y mantenimiento).
• e) Capacidad de contribuci髇 a la potencia rodante de regulaci髇.

En el caso de los sistemas de turbinaci髇-bombeo se considerar� la informaci髇 siguiente:

• a) Potencia efectiva neta y m韓imo t閏nico para los grupos de turbinaci髇-bombeo.
• b) Rampas de subida y bajada de potencia para los grupos de turbinaci髇-bombeo.
• c) Tiempos de arranque, tanto para los grupos de turbinaci髇 como para los de bombeo.
• d) Capacidad de contribuci髇 a la potencia rodante de regulaci髇 primaria, secundaria y terciaria, tanto para los grupos de turbinaci髇 como para los de bombeo.
• e) Cotas y vol鷐enes almacenados en los embalses.

A ello el operador del sistema a馻dir�:

• a) La informaci髇 comunicada por los agentes de indisponibilidades o restricciones adicionales en el funcionamiento de los generadores.
• b) Los programas horarios previstos y comunicados por los generadores de r間imen especial. Red El閏trica revisar� los programas previstos y utilizar� en el despacho la mejor previsi髇 disponible, particularmente en la generaci髇 e髄ica.
• c) La mejor previsi髇 de demanda horaria del sistema disponible en el horizonte de decisi髇.

El proceso de despacho constar� al menos de dos etapas:

• 1.� Despacho inicial con criterio exclusivamente econ髆ico: En esta etapa la generaci髇 y reserva rodante de cada grupo generador, para cada una de las horas, es asignada como nudo 鷑ico. Asimismo, tendr� en cuenta un m韓imo de generaci髇 gestionable necesaria que proporcione la inercia, reservas de regulaci髇 y garant韆 de cobertura suficiente para la explotaci髇 del sistema el閏trico en condiciones de seguridad y estabilidad.

  Se utilizar� para ello un modelo de minimizaci髇 de costes variables que tenga en cuenta las caracter韘ticas de los datos de entrada antes citados.

  Cuando el sistema el閏trico disponga de instalaciones de generaci髇 de origen renovable, se programar� su funcionamiento buscando minimizar tanto el coste variable del despacho para el periodo de planificaci髇 estudiado como el vertido de energ韆.

  En caso de existir equipo hidr醬lico con embalse, se incorporar� como dato de entrada informaci髇 proveniente del valor del agua en los embalses calculado en una optimizaci髇 del sistema a m醩 largo plazo.

  En el c醠culo de la cobertura de la curva de demanda, la generaci髇 prevista de origen renovable se colocar� en base, sin consideraci髇 de coste, hasta el l韒ite de integraci髇 que permita salvaguardar las condiciones de seguridad y calidad de suministro para el sistema el閏trico.

  Cuando el sistema el閏trico disponga de sistemas de turbinaci髇-bombeo, 閟tos se programar醤 sin consideraci髇 de costes para minimizar el vertido de energ韆. El bombeo se programar� a partir de generaci髇 de origen t閞mico 鷑icamente cuando se minimice el coste de explotaci髇 para el conjunto del sistema y no se produzca vertido instant醤eo de energ韆 producida en r間imen especial o a partir de fuentes de energ韆 renovables.

• 2.� En una segunda etapa se analizar醤 las posibles restricciones impuestas por la red de transporte a esta situaci髇 base de cobertura, por violaci髇 de los l韒ites impuestos en estado normal de funcionamiento a las variables de control del sistema, y ante las contingencias establecidas en el Procedimiento de Operaci髇 correspondiente.

Se proceder� a un reajuste de la generaci髇 si fuera necesario, con criterios de seguridad y econom韆, identificando condiciones de funcionamiento obligadas de los grupos.

De igual modo, se habr� procedido a reajuste de generaci髇 si las restricciones de car醕ter medioambiental as� lo impusieran.

Apartado 3.1 del n鷐ero 3 del art韈ulo 4 redactado por la disposici髇 final primera de la Orden IET/1711/2013, de 23 de septiembre, por la que se establece el m閠odo de c醠culo de los costes fijos y variables de la instalaci髇 de producci髇 el閏trica hidroe髄ica de Gorona del Viento (獴.O.E.� 25 septiembre).Vigencia: 26 septiembre 2013

3.2. Resoluci髇 de desv韔s generaci髇-consumo con horizonte intradiario y en tiempo real.

Los desv韔s generaci髇-consumo ser醤 previstos por el Operador del Sistema dentro del propio d韆, con un horizonte superior a la hora. Estos desv韔s podr醤 dar lugar a reajustes sobre la programaci髇 diaria, con los mismos criterios de despacho definidos en el apartado anterior, cuando el Operador del Sistema lo estime necesario, y con la debida comunicaci髇 a los agentes afectados.

Los desv韔s en tiempo real, ser醤 atendidos por el Operador del Sistema haciendo uso de las asignaciones de reserva de regulaci髇 (secundaria y terciaria).

3.3. An醠isis de seguridad de la cobertura anual.

Adem醩 el Operador del Sistema analizar�, con periodicidad al menos trimestral, la seguridad en la cobertura con un horizonte anual m髒il.

El an醠isis de seguridad comprender� dos aspectos:

• a) El Primero evaluar� el riesgo de fallo de suministro que podr韆 derivarse de los propios recursos de producci髇. Se utilizar醤, como 韓dices de riesgo, la probabilidad de no cobertura de la demanda, el valor esperado de la energ韆 demandada y no suministrada, y el margen de reserva.
• b) El segundo consistir�, si es procedente, en un an醠isis zonal que pondr� de manifiesto las necesidades especiales de disponibilidad de equipos de generaci髇 y de transporte para evitar situaciones que supongan el incumplimiento de los criterios de seguridad del sistema en ciertas zonas geogr醘icas o 醨eas determinadas de la red.

El informe ser� remitido por el Operador del Sistema a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas y al organismo competente en materia de energ韆 el閏trica de la Comunidad Aut髇oma o Ciudad que corresponda y a los agentes implicados.

Art韈ulo 5 C醠culo del coste horario de generaci髇 de cada grupo de producci髇 en r間imen ordinario

1. El operador del sistema calcular� el coste horario de generaci髇 de cada grupo de Producci髇 en r間imen ordinario de los SEIE de acuerdo con la siguiente f髍mula:

donde:

• e(i,h,j): Energ韆 del generador i del sistema aislado j en la hora h.
• PMP: Precio Medio Peninsular previsto en el Real Decreto por el que se aprueba la tarifa media o de referencia de cada a駉, expresado en Cent de Euro/kWh. Este precio incluye el cargo por prestaci髇 de servicios complementarios en el sistema peninsular y excluye el cargo por garant韆 de potencia.
• PrF (i,h,j): Prima de funcionamiento en la hora h del grupo de r間imen ordinario i del sistema aislado j que complementa al PMP para retribuir los costes de combustibles, expresado en Cent de Euro/kWh. Esta Prima se calcular� horariamente conforme se establece en el cap韙ulo III de la Presente Orden y podr� tener valores negativos.
• G_pot(i,h,j): Garant韆 de Potencia del grupo i del sistema aislado j en la hora h expresada en c閚timos de euro/kW
• P_disponible(i,h,j): Potencia disponible del grupo i del sistema aislado j en la hora h expresada en kW

El primero de los sumandos anteriores representa el coste variable de generaci髇 de cada grupo de generaci髇 en r間imen ordinario y ser� calculado Por el operador del sistema de acuerdo con lo dispuesto en esta orden.

El segundo sumando corresponde al coste fijo de generaci髇. Sus valores ser醤 calculados Por el operador del sistema Por aplicaci髇 de la metodolog韆 Para el c醠culo de los valores de G_pot(i,h,j) y de P_disponible(i,h,j) que apruebe el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, de acuerdo con las Ciudades y las Comunidades Aut髇omas afectadas y previo informe de la Comisi髇 Nacional de Energ韆, conforme a lo establecido en el art韈ulo 7.2 y en el art韈ulo 6.4 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.

2. El coste total de generaci髇 de cada grupo del r間imen ordinario i del sistema el閏trico aislado j en la hora h ser� la suma del componente de coste fijo y variable, calculados conforme a lo indicado en el apartado anterior.

Art韈ulo 6 Coste variable de generaci髇 horario de los grupos del r間imen ordinario

1. El coste variable de generaci髇 de los grupos del r間imen ordinario de los SEIE est� compuesto Por los siguientes conceptos de coste:

• a) Costes variables de combustible

  Son los costes variables de cada grupo generador i asociados a los consumos de combustibles derivados del funcionamiento del grupo. Los costes variables de combustible de cada grupo generador i en cada hora h se calcular醤 de acuerdo con la siguiente expresi髇:

  

  Siendo:

  • e(i,h,j): Potencia media horaria en MW en barras de central en la hora h aportada por el grupo i del sistema el閏trico aislado j. Esta variable se corresponde con la magnitud de las variables e_t(i,h,j) y e(i,h,j,d), referidas a energ韆s horarias y que son definidas en el art韈ulo 11.1, dependiendo de si se trata de un grupo que vierte su energ韆 en la red de transporte o en la red de distribuci髇.
  • a (i): Par醡etro que se obtiene a partir del ajuste cuadr醫ico de la curva de consumo t閞mico horario (consumo / potencia neta), valorado en te/h
  • b (i): Par醡etro que se obtiene a partir del ajuste cuadr醫ico de la curva de consumo t閞mico horario (consumo I potencia neta), valorado en te/h.MW
  • c (i): Par醡etro que se obtiene a partir del ajuste cuadr醫ico de la curva de consumo t閞mico horario (consumo / potencia neta), valorado en te/h.MW�
  • pr(i,h,j): Precio medio de la termia de los combustibles utilizados por el grupo i del sistema el閏trico aislado j en la hora h, valorado en Euros/te PCI, calculado de acuerdo con la siguiente f髍mula:

    

    Donde:

    • x(c,i,h,j): Fracci髇 de las termias totales aportadas por el combustible c utilizado por el grupo i del sistema el閏trico aislado j

  

  Siendo:

  • Q(c,i,h,j) Consumo en toneladas del combustible c por el grupo i del sistema el閏trico aislado j
  • prc(c,i,h,j): Precio del combustible c utilizado por el grupo i del sistema el閏trico aislado j, valorado en Euros/tn
  • pci(c,i,h,j): Poder calor韋ico inferior del combustible c utilizado por el grupo i del sistema el閏trico aislado j, valorado en te/tn
• b) Costes de arranque o alternativamente de reserva caliente

  El arranque es el proceso por el cual un grupo pasa de un estado de marcha en condiciones de carga m韓ima, a otro estado de marcha en las mismas condiciones, con un estado intermedio de paro.

  C_ar(i,j) recoge los costes derivados del arranque de un grupo, correspondientes tanto al consumo de combustible como a otros costes variables, siendo su formulaci髇 la siguiente:

  

  Donde:

  • t: tiempo transcurrido desde la 鷏tima parada, en horas
  • a'(i): Par醡etro obtenido a partir del ajuste exponencial de la curva consumo 1 tiempo de parada en horas, valorado en te
  • b'(i): Par醡etro obtenido a partir del ajuste exponencial de la curva consumo 1 tiempo de parada en horas, valorado en horas
  • d: Par醡etro que refleja los costes de operaci髇 y mantenimiento adicionales debidos al arranque, valorado en Euros.

  Si para evitar la parada y arranque, el Operador del Sistema hubiera decidido colocar al grupo en situaci髇 de reserva caliente, en lugar del coste de arranque anterior, se le aplicar醤 los costes derivados del mantenimiento del grupo en dicho estado, siendo su formulaci髇 la siguiente:

  

  Donde:

  • cc_rc(i): Consumo de combustible utilizado por el grupo i del sistema el閏trico aislado j en la hora h_rc durante la cual el grupo se encontraba en situaci髇 de reserva caliente, valorado en te PCI/h
  • prc(i,hrc,j): Precio medio de la termia de los combustibles utilizados por el grupo i del sistema el閏trico aislado j en la hora h_rc durante la cual el grupo se encontraba en situaci髇 de reserva caliente, valorado en Euros/te PCI

  Se entiende por situaci髇 de reserva caliente para un grupo t閞mico de vapor, que previamente ha sido desacoplado de la red, aquella que mantiene el estado t閞mico de la caldera en condiciones que permitan que su acoplamiento a la red a m韓imo t閏nico se produzca de forma inmediata.

• c) Costes variables de operaci髇 y mantenimiento

  Corresponde a los costes variables de operaci髇 y mantenimiento distintos del valor de los consumos de combustible realizados derivados del funcionamiento del grupo y recoge, b醩icamente, los costes de materiales y de los trabajos realizados en relaci髇 con las revisiones programadas de cada unidad de generaci髇, que se realizan en funci髇 de las horas de funcionamiento del grupo, teniendo en cuenta el r間imen de funcionamiento y de acuerdo con los planes de mantenimiento de las mismas. Este coste incluye asimismo los otros costes de materias ligadas al funcionamiento del grupo y, en su caso, el coste de capital circulante. Su f髍mula de c醠culo es la siguiente:

  

  donde:

  • a''(i): Par醡etro valorado en Euros/h, que recoge los costes de mantenimiento ligados a las horas de funcionamiento del grupo i, constituyendo un valor fijo por hora de funcionamiento.
  • B''(i): Par醡etro expresado en tanto por ciento representativo de los costes de materias fungibles y, en su caso, del coste del capital circulante del grupo i en funcionamiento continuo. Este t閞mino es variable y proporcional al coste derivado del consumo de combustible en funcionamiento (C_fun(i,h,j)).
• d) Costes de banda de regulaci髇

  Corresponde al sobrecoste de explotaci髇 del grupo generador i del sistema el閏trico j por la banda de potencia a subir y a bajar asignada por el operador del sistema para la regulaci髇 del equilibrio entre generaci髇 y demanda, as� como la disponibilidad de un margen de reserva para garantizar la seguridad del sistema, siendo su formulaci髇 la siguiente:

  

  Donde:

  • a'': Par醡etro valorado en Euros/MW
  • p_reg(i,h,j): Valor de la banda de regulaci髇 asignada por el operador del sistema en la hora h al grupo i del sistema el閏trico aislado j, expresada en MW.

2. ...

N鷐ero 2 del art韈ulo 6 suprimido por el n鷐ero once de la disposici髇 final primera de 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 (獴.O.E.� 15 junio).Vigencia: 16 junio 2010

3. Para la redistribuci髇 horaria del coste variable de los grupos del r間imen ordinario, la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas podr� establecer el m閠odo para, una vez calculado en cada hora el coste variable horario de cada generador seg鷑 los conceptos enumerados en el apartado 1, como se馻l para la demanda, redistribuir en parte entre las distintas horas este coste de tal modo que se refleje cada hora la parte de coste de generaci髇 de la que es causante.

Art韈ulo 6 bis Par醡etros aplicables al coste variable de generaci髇 horario

1. La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, previo informe de la Comisi髇 Nacional de Energ韆, aprobar� los par醡etros utilizados para el c醠culo de los componentes del coste variable definidos en el art韈ulo 6: el coste variable de combustible (a, b, c), el coste de arranque (a', b' y d), el coste variable de operaci髇 y mantenimiento (a'' y b''), el coste de reserva caliente (cc^rc) y el coste de banda de regulaci髇 (a''').

Los par醡etros ser醤 鷑icos por tecnolog韆 y tama駉 y se utilizar醤 a efectos del despacho de generaci髇 previsto en el art韈ulo 4, as� como para realizar las liquidaciones previstas en la presente orden. Se calcular醤 a partir de los par醡etros obtenidos de las pruebas de rendimiento de cada grupo, de forma que se fomente la eficiencia de las instalaciones y se garantice la retribuci髇 suficiente de las mismas.

2. La informaci髇 econ髆ica necesaria para la determinaci髇 de los par醡etros a'', b'' y d, correspondientes a los costes de operaci髇 y mantenimiento y a los costes de arranque, ser� remitida por la empresa propietaria de los grupos directamente a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, en la forma y plazos que 閟ta determine.

A estos efectos, la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas podr� solicitar al operador del sistema la informaci髇 t閏nica necesaria para el c醠culo de los anteriores par醡etros, obtenida en las pruebas de rendimiento.

Los par醡etros d y a'' se actualizar醤 anualmente con el IPC previsto en la tarifa menos 100 puntos b醩icos.

3. Para la determinaci髇 de los par醡etros t閏nicos aplicables a los costes variables, las empresas propietarias de los grupos deber醤 realizar las pruebas de rendimiento correspondientes. 蓅tas responder醤 a un procedimiento 鷑ico, que ser� aprobado por la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, previo informe de la Comisi髇 Nacional de Energ韆 y a propuesta del Operador del Sistema.

Las instalaciones de generaci髇 se agrupar醤 en familias, seg鷑 tecnolog韆s y tama駉s. Las pruebas de rendimiento se realizar醤 鷑icamente a una muestra representativa de los grupos de cada familia, que deber� cumplir los criterios que establezca la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas en la resoluci髇 por la que aprueben las pruebas de rendimiento.

Durante la realizaci髇 de las pruebas los grupos se considerar醤 disponibles a los efectos de su retribuci髇 por garant韆 de potencia definida en el art韈ulo 3 de la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo.

Para la realizaci髇 de las pruebas se seguir� el siguiente proceso:

• a) El operador del sistema, teniendo en cuenta la propuesta de las empresas propietarias de los grupos, remitir� antes del 1 de enero de cada a駉 a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas un listado de la muestra de las instalaciones de generaci髇 a las que se propone realizar las pruebas de rendimiento durante el a駉, de entre aquellas puestas en servicio el a駉 anterior. Asimismo, enviar� el listado propuesto por las empresas titulares de los grupos justificando, en su caso, los cambios realizados.

  La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas resolver� sobre el listado de grupos de generaci髇 que deben realizar las pruebas y lo notificar� al operador del sistema y a las empresas propietarias de los grupos.

  A estos efectos, el titular de las instalaciones deber� proporcionar al operador del sistema el hist髍ico de consumos espec韋icos de todos los grupos de los SEIE a su carga media y, en caso de estar disponible, a plena carga, al 75% de carga y al m韓imo t閏nico. Asimismo deber� proporcionar el hist髍ico de composici髇 y poder calor韋ico del combustible de cada grupo.

  En los grupos de carb髇, adem醩 de las pruebas con este combustible, tambi閚 se realizar醤 pruebas con 100% Fuel-Oil siguiendo los procedimientos de prueba de grupos de fuel. Los grupos que pueden consumir dos tipos de combustible deber醤 hacer las pruebas de rendimiento con cada uno de ellos.

  No obstante, en la Resoluci髇 por la que se apruebe la muestra de instalaciones a las que se van a realizar las pruebas de rendimiento, la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas podr� exceptuar a las instalaciones de realizar las pruebas de rendimiento con alg鷑 combustible o podr� establecer que las pruebas se realicen con la muestra de combustible habitual de funcionamiento.

• b) El titular de las instalaciones de generaci髇 de r間imen ordinario en los SEIE ser� el responsable de la realizaci髇 de las pruebas. El operador del sistema las supervisar� de manera presencial, pudiendo contar con la ayuda de un tercero convenientemente autorizado por el operador del sistema y preservando en todo caso la confidencialidad de la informaci髇. Esta supervisi髇 corresponder� a las pruebas y ensayos, y tambi閚 a las medidas, toma de muestras y calibraciones.
• c) La empresa propietaria deber� informar al operador del sistema, a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas y a la Comisi髇 Nacional de Energ韆 con un mes de antelaci髇 de la fecha de realizaci髇 de las pruebas de cada grupo.
• d) En el plazo de un mes desde la realizaci髇 de las pruebas de cada grupo, la empresa propietaria enviar� al operador del sistema y a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas el acta de las mismas. En el plazo de un mes desde la recepci髇 de dicha acta, el operador del sistema enviar� a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas y a la empresa propietaria de la instalaci髇, el informe de supervisi髇 de las pruebas.

4. La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas revisar� cada cuatro a駉s los valores de los par醡etros anteriores atendiendo a la evoluci髇 de las diferentes tecnolog韆s.

Art韈ulo 6 bis introducido por el n鷐ero uno de la disposici髇 final primera 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 (獴.O.E.� 15 junio).Vigencia: 16 junio 2010

Art韈ulo 7 C醠culo de los precios de combustible

1. La f髍mula de c醠culo de los precios de los distintos combustibles consumidos por los grupos generadores de los sistemas insulares y extrapeninsulares, Prc (c,i,h,j), se compone de los siguientes t閞minos:

• 1.1. Precio del producto: Se corresponde con la cotizaci髇 internacional CIF en el mercado spot.
• 1.2. Costes de log韘tica: Son los costes asociados a las operaciones de log韘tica necesarias para llevar el combustible hasta la central, es decir, los conceptos de descarga, servicios portuarios, almacenamientos intermedios, transporte hasta la central en cisterna, buques y camiones, control y adecuaci髇 de calidad, tarifas y costes de comercializaci髇.

2. Los combustibles que se considerar醤 a efectos de retribuci髇 por zonas geogr醘icas son los siguientes:

• 2.1. Baleares:
  • - Hulla importada.
  • - Fuel Oil BIA (1 por ciento de azufre).
  • - Fuel Oil n� 1 (2,7% de azufre).
  • - Gasoil.
• 2.2. Canarias:
  • - Fuel Oil BIA (1 por ciento de azufre).
  • - Fuel Oil BIA (0,3 por ciento de azufre).
  • - Diesel Oil.
  • - Gasoil.
• 2.3. Ceuta y Melilla:
  • - Fuel Oil BIA (1 por ciento de azufre).
  • - Fuel Oil 1250'' Redwood.
  • - Diesel 0il.
  • - Gasoil.

En el caso de que se utilizaran nuevos combustibles no contemplados en la relaci髇 anterior, el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de las Comunidades Aut髇omas o Ciudades afectadas, de entre aquellas a las que es aplicable esta orden aprobar� el m閠odo de c醠culo del precio correspondiente al nuevo combustible.

3. Los precios del producto por tipo de combustible se fijar醤 semestralmente por la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, en los meses de enero y julio, y se calcular醤 como media de las cotizaciones mensuales, correspondientes al semestre inmediatamente anterior, de los siguientes 韓dices y cotizaciones, dependiendo del tipo de combustible:

• 3.1. Para la hulla importada, ser� igual al 韓dice API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus.
• 3.2. Para el Fuel Oil BIA (1 por ciento y 0,3 por ciento de azufre), ser� igual a la media aritm閠ica de las cotizaciones altas de Fuel Oil 1 por ciento en el mercado CIF Mediterr醤eo (G閚ova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan.
• 3.3 Para el Fuel 1250'' Redwood y el Fuel Oil n.� 1 (2,7 por ciento de azufre), se establecer� por composici髇 porcentual en peso de la media aritm閠ica de las cotizaciones altas de Gasoil 0,1 por ciento (14 por ciento) y Fuel Oil 3,5 por ciento (86 por ciento) en el mercado CIF Mediterr醤eo (G閚ova/Lavera) publicadas en el Platts European Marketscan. Apartado 3.3 del n鷐ero 3 del art韈ulo 7 redactado por el n鷐ero dos de la disposici髇 final primera 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 (獴.O.E.� 15 junio).Vigencia: 16 junio 2010
• 3.4. Para el Diesel Oil, se establecer� por composici髇 porcentual en peso de la media aritm閠ica de las cotizaciones altas de Gasoil 0,1 por ciento (83 por ciento) y Fuel Oil 3,5 por ciento (17 por ciento) en el mercado CIF Mediterr醤eo (G閚ova/Lavera) publicadas en el Platts European Marketscan. Apartado 3.4 del n鷐ero 3 del art韈ulo 7 redactado por el n鷐ero dos de la disposici髇 final primera 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 (獴.O.E.� 15 junio).Vigencia: 16 junio 2010
• 3.5 Para el Gasoil 0,1 por ciento, ser� igual a la media aritm閠ica de las cotizaciones altas de Gasoil 0,1 por ciento en el mercado CIF Mediterr醤eo (G閚ova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan. Apartado 3.5 del n鷐ero 3 del art韈ulo 7 redactado por la disposici髇 final primera de la Orden ITC/1857/2008, de 26 de junio, por la que se revisan las tarifas el閏tricas a partir del 1 de julio de 2008 (獴.O.E.� 28 junio).Vigencia: 1 julio 2008

Para la conversi髇 de d髄ares USA a euros se tomar� la media de los tipos de cambio diarios d髄ar USA-euro publicada por el Banco Central Europeo y correspondiente al periodo de c醠culo del precio del combustible.

V閍se Res. 9 febrero 2015, de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, por la que se fijan los precios de los combustibles de los a駉s 2012, 2013 y 2014 distintos del gas natural a aplicar en el c醠culo de la prima de funcionamiento de cada grupo generador y los precios provisionales del primer semestre de 2015 en los sistemas el閏tricos de los territorios no peninsulares (獴.O.E.� 11 febrero).

4. Los valores semestrales indicados en el apartado 3 anterior ser醤 los utilizados a los efectos del despacho de costes variables de generaci髇, aplic醤dose para cada semestre los correspondientes a la media ponderada del semestre inmediatamente anterior. A efectos de c醠culo de la prima de funcionamiento para cada grupo generador, semestralmente en las fechas citadas anteriormente, se proceder� a regularizar el coste de combustible del semestre inmediatamente anterior por la diferencia entre los precios reales de los valores indicados en el apartado 3 anterior en dicho semestre y los inicialmente previstos.

5. Los valores del poder calor韋ico inferior del combustible utilizado por un grupo i del sistema el閏trico j (pci(i,h,j)), valorado en teltn, ser醤 los siguientes:

La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas podr� autorizar valores de poder calor韋ico inferior distintos a los establecidos en el cuadro anterior si las caracter韘ticas de los combustibles adquiridos dieran lugar a valores significativamente distintos.

6. Los costes de log韘tica tomar醤 los siguientes valores en euros/Tm en funci髇 de los combustibles y zonas geogr醘icas:

Estos costes de log韘tica se actualizar醤 anualmente con el 韓dice de precios al consumo IPC previsto en la tarifa menos 100 puntos b醩icos.

La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas podr� revisar sus valores cada cuatro a駉s atendiendo a la evoluci髇 de los mismos. A estos efectos las empresas propietarias de estas instalaciones deber醤 presentar a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, antes de que finalice el primer trimestre de cada a駉, los valores auditados de los costes de log韘tica realizados en el a駉 anterior.

5. Los costes de combustible se revisar醤 en relaci髇 con el coste o ingreso neto que resulte al final de cada a駉, tanto positivo como negativo, como consecuencia de las desviaciones que se produzcan entre los derechos de emisi髇 asignados gratuitamente, y los necesitados realmente por los grupos como consecuencia de la explotaci髇 real.

Art韈ulo 8 Informaci髇 a utilizar para realizar las liquidaciones

Para realizar la liquidaci髇 econ髆ica de las energ韆s se utilizar� la siguiente informaci髇 relativa a costes, precios y energ韆s:

• 1. Coste de generaci髇 horario de cada grupo en r間imen ordinario que participa en el despacho econ髆ico en cada sistema el閏trico aislado (cg(i,h,j)), calculado por el operador del sistema.
• 2. Precio final horario de generaci髇 en cada sistema extrapeninsular (PFG (h)) calculado conforme a lo establecido en el segundo apartado del art韈ulo 9.
• 3. Precio medio final horario de adquisici髇 de energ韆 para los comercializadores y consumidores directos en el mercado de producci髇 peninsular seg鷑 lo dispuesto en el art韈ulo 12.
• 4. Energ韆s producidas y adquiridas por los agentes calculadas de acuerdo con lo establecido en el presente cap韙ulo.

Art韈ulo 8 redactado por el n鷐ero tres de la disposici髇 final primera 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 (獴.O.E.� 15 junio).Vigencia: 16 junio 2010

Art韈ulo 9 Precio final horario de generaci髇

1. ...

N鷐ero 1 del art韈ulo 9 suprimido por el n鷐ero cuatro de la disposici髇 final primera 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 (獴.O.E.� 15 junio).Vigencia: 16 junio 2010

2. El precio final horario de generaci髇 en cada sistema el閏trico aislado j de cada SEIE, PFG(h,j), se calcular� como el cociente entre la suma de los costes horarios de todos los grupos de generaci髇 del r間imen ordinario pertenecientes al sistema el閏trico aislado j y la suma de la energ韆 generada por los mismos, tal como se establece en la siguiente f髍mula:

3. El precio final de generaci髇 de cada SEIE en la hora h, PFG(h), se calcula como el cociente entre la suma de los costes horarios de todos los grupos de generaci髇 en r間imen ordinario de cada sistema aislado j y la suma de la energ韆 generada por los mismos:

4. ...

Apartado 4 del art韈ulo 9 suprimido por el apartado uno de la disposici髇 final segunda de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan las tarifas el閏tricas a partir de 1 de enero de 2009. (獴.O.E.� 31 diciembre).Vigencia: 1 enero 2009

Art韈ulo 10 Periodicidad y frecuencia de las liquidaciones

1. Liquidaciones mensuales y sus avances diarios:

• a) El operador del sistema calcular� y publicar� las liquidaciones mensuales y sus avances diarios, con la periodicidad, frecuencia y condiciones generales establecidas en las reglas del sistema de liquidaciones y garant韆s de pago de los sistemas el閏tricos insulares y extrapeninsulares.
• b) La liquidaci髇 mensual correspondiente al cierre definitivo de medidas se realizar� utilizando los precios finales y costes de desv韔s peninsulares calculados por el operador del sistema con la informaci髇 de las medidas definitivas peninsulares.

N鷐ero 1 del art韈ulo 10 redactado por el n鷐ero cinco de la disposici髇 final primera 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 (獴.O.E.� 15 junio).Vigencia: 16 junio 2010

2. Liquidaciones mensuales definitivas del despacho econ髆ico de generaci髇:

• a) La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas publicar� antes del 31 de marzo del a駉 n los valores definitivos de los distintos costes y par醡etros que sirven de base para el c醠culo de los costes de generaci髇 de los grupos de r間imen ordinario para el a駉 n.
• b) A efectos de lo dispuesto en el art韈ulo 18.2 del Real Decreto 1747/2003, el Operador del Sistema publicar� la liquidaci髇 definitiva del despacho econ髆ico de la generaci髇 correspondiente a los 12 meses del a駉 n en un plazo m醲imo de un mes contado a partir de la publicaci髇 del cierre de medidas definitivas.
• c) Una vez publicadas las liquidaciones definitivas a las que se refiere el apartado anterior, los agentes pertenecientes al r間imen ordinario y al r間imen especial que operen en los SEIE solicitar醤, en un plazo no superior a tres meses desde la citada publicaci髇 de acuerdo con el punto 4 del art韈ulo 18 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, la liquidaci髇 definitiva de sus costes.

  Mensualmente la Comisi髇 Nacional de Energ韆 har� las liquidaciones provisionales que correspondan.

Art韈ulo 10 redactado por el apartado dos de la disposici髇 final segunda de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan las tarifas el閏tricas a partir de 1 de enero de 2009. (獴.O.E.� 31 diciembre).Vigencia: 1 enero 2009

Art韈ulo 11 Energ韆s a liquidar

Los datos de medidas utilizados en las distintas liquidaciones ser醤 obtenidos de acuerdo a los plazos y procedimientos establecidos en la legislaci髇 espec韋ica del sistema de medidas.

• 1. R間imen ordinario y r間imen especial: La energ韆 a liquidar e(e,h,j) es la medida en barras de central de la unidad de producci髇 e en r間imen ordinario o en r間imen especial obtenida como suma de las medidas de sus puntos frontera, en la hora h y en el sistema el閏trico aislado j.
• 2. Comercializadores y consumidores directos: La energ韆 a liquidar con cierre de medidas del comercializador o consumidor directo c, en la hora h y en el sistema el閏trico aislado j, EDC(c,h,j), es la medida elevada a barras de central de la energ韆 consumida en los puntos frontera de sus consumidores.

  EDC(c,h,j) = _ta EDC (c,h,j,ta)

  Donde:

  EDC (c,h,j,ta) es la energ韆 en barras de central, en la hora h y en el sistema el閏trico aislado j, consumida por el comercializador o consumidor directo c en tarifa de acceso ta calculada seg鷑 la f髍mula siguiente:

  EDC (c,h,j,ta) = _nt [MPFC_nt,ta (c,h,j) � (1 + CPER_nt,ta (h,j))]

  Siendo:

  MPFC_nt,ta(c,h,j) Suma de las medidas de la energ韆 consumida en los puntos frontera de consumidores del comercializador o consumidor directo c a nivel de tensi髇 nt y tarifa de acceso ta, en la hora h y en el sistema el閏trico aislado j CPER_nt,ta(h,j) Coeficiente de p閞didas para contratos de acceso en puntos de suministro a consumidores con nivel de tensi髇 nt y tarifa de acceso ta y para el periodo tarifario que corresponda para la hora h en el sistema el閏trico aislado j establecido para tarifa de acceso ta en la normativa vigente.

  En las liquidaciones sin cierre de medidas, la energ韆 a liquidar EDC(c,h,j) a comercializadores o consumidores directos c en la hora h y en el sistema aislado j, es el valor de su previsi髇 de consumo m醩 la parte que le corresponde del descuadre de energ韆 del sistema el閏trico aislado j.

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

  Siendo:

  EDC_p (c,h,j) Energ韆 correspondiente a la previsi髇 de demanda para la hora h del comercializador o consumidor directo c, que est醤 obligados a comunicar al Operador del Sistema seg鷑 se establece en el art韈ulo 4 del Real Decreto 1747/2003 de 19 de diciembre. A estos efectos los programas de energ韆 estar醤 referidos directamente a barras de central.

  SALDOENE(c,h,j) Asignaci髇 al comercializador o consumidor directo c del descuadre de energ韆 de cada sistema el閏trico aislado j en la hora h, SALDOENE(h,j).

  La asignaci髇 se realizar� de forma proporcional a la previsi髇 de cada comercializador o consumidor directo seg鷑 la f髍mula siguiente:

  SALDOENE (c,h,j)= SALDOENE(h,j) � EDC_p (c,h,j)/ _cEDC_p (c,h,j)

• 3. Cierre de energ韆.

  En las liquidaciones sin cierre de medidas, el descuadre de energ韆 del sistema el閏trico aislado j se asignar� a los comercializadores y consumidores directos en proporci髇 a sus programas de energ韆 seg鷑 lo indicado en el apartado anterior.

  En las liquidaciones con cierre de medidas, el cierre de energ韆, CIERRE(h,j), de cada sistema el閏trico aislado j en la hora h, se calcula como la diferencia entre las p閞didas de transporte y distribuci髇 y las p閞didas est醤dares calculadas en cada sistema el閏trico aislado, seg鷑 lo establecido en la disposici髇 adicional segunda del Real Decreto 485/2009.

  CIERRE(h,j) = PRTD (h,j) - _{ta nt} [MPFC_c,nt,ta � CPER_nt,ta]

  Las p閞didas reales de transporte distribuci髇 se obtienen como la diferencia entre toda la generaci髇 y toda la demanda en punto frontera de consumo para obtener el balance de energ韆 de cada sistema el閏trico aislado j.

  _e e(e,h,j) + _{ta nt} MPFC_c,nt,ta + PRTD(h,j) = 0

  Por tanto, el cierre de energ韆 del sistema el閏trico aislado j se calcula seg鷑 la f髍mula siguiente, como la diferencia entre toda la medida de generaci髇 y toda la medida de demanda elevada a barras de central.

  CIERRE(h,j) = -_e e(e,h,j) - _{ta nt} MPFC_c,nt,ta - _{ta nt} [MPFC_c,nt,ta � CPER_nt,ta]

  CIERRE(h,j) = - _e e(e,h,j) - _c EDC (c,h,j)

Art韈ulo 11 redactado por el n鷐ero seis de la disposici髇 final primera 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 (獴.O.E.� 15 junio).Vigencia: 16 junio 2010

Art韈ulo 12 Metodolog韆 de c醠culo de la liquidaci髇 de la energ韆

1. Derechos de cobro de los grupos de producci髇 en r間imen ordinario.

Cada grupo de generaci髇 en r間imen ordinario i del sistema el閏trico aislado j tendr� en la hora h derecho de cobro igual a su coste de generaci髇 (cg (i,h,j)) calculado seg鷑 lo establecido en el apartado del art韈ulo 5.

2. Derechos de cobro de los grupos de producci髇 en r間imen especial que participan en el despacho de generaci髇.

El derecho de cobro correspondiente a cada grupo generador del r間imen especial e del sistema el閏trico aislado j en la hora h ser� el siguiente:

Siendo,

• cg(e,h,j): Retribuci髇 en la hora h del grupo generador en r間imen especial e del sistema extrapeninsular j.
• e(e,h,j): Energ韆 generada en la hora h por el grupo generador en r間imen especial e del sistema extrapeninsular j, de acuerdo con las instrucciones de despacho del operador del sistema. Esta variable se corresponder� con las variables e_liq(e,h,j), e_liq(e,h,j,d), e_tp(e,h,j) o e_p(e,h,j,d) definidas en el apartado 1 del art韈ulo 11 dependiendo de que el grupo vierta su energ韆 en la red de transporte o en la red del distribuidor d y que se disponga o no se disponga de medida.
• PREP(h): Precio del mercado diario en la hora h. Definici髇 del t閞mino 玃REP(h)� del n鷐ero 2 del art韈ulo 12 redactada por el n鷐ero siete de la disposici髇 final primera 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 (獴.O.E.� 15 junio).Vigencia: 16 junio 2010
• Prima(e): Prima que corresponde al tipo de instalaci髇 al que pertenece el grupo de r間imen especial e, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodolog韆 para la actualizaci髇 y sistematizaci髇 del r間imen jur韉ico y econ髆ico de la actividad de producci髇 de energ韆 el閏trica en r間imen especial.
• CDSV(h): Coste medio de los desv韔s del r間imen especial peninsular de la misma categor韆 que participa en el mercado en la hora h.

  El importe desv(e,h,j)*CDSV(h) se define como coste de desv韔s del generador e. En aquellos casos en que varios grupos generadores en r間imen especial e de una misma categor韆 del sistema el閏trico aislado j participen en el despacho con el mismo agente de liquidaci髇, se aplicar� al coste de desv韔s de cada generador e un factor de correcci髇, calculado dividiendo el valor absoluto de la suma de los desv韔s horarios de todos los grupos e del agente pertenecientes a la misma categor韆 y sistema el閏trico aislado entre la suma del valor absoluto de dichos desv韔s horarios. Pen鷏timo p醨rafo del Apartado 2 del Art韈ulo 12 redactado por el apartado tres de la disposici髇 final segunda de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan las tarifas el閏tricas a partir de 1 de enero de 2009. ("B.O.E." 31 diciembre).Vigencia: 1 enero 2009

Asimismo, los grupos de generaci髇 en r間imen especial que participan en el despacho econ髆ico de generaci髇 tendr醤 derecho a percibir, cuando les corresponda, los complementos que se determinan en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodolog韆 para la actualizaci髇 y sistematizaci髇 del r間imen jur韉ico y econ髆ico de la actividad de producci髇 de energ韆 el閏trica en r間imen especial.

3. Obligaci髇 de pago por la energ韆 adquirida por las empresas comercializadoras y consumidores directos.

Cada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema el閏trico aislado j tendr� una obligaci髇 de pago por su adquisici髇 de energ韆 que se calcular� seg鷑 la siguiente expresi髇:

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

Siendo:

CAC(c,h,j): Coste de la energ韆 adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema el閏trico aislado j en la hora h.

EDC(c,h,j): Energ韆 adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema el閏trico aislado j en la hora h. El valor de esta energ韆 se calcular� en la forma establecida en el apartado 2 del art韈ulo 11.

PMCP(h): Precio medio final de adquisici髇 de la energ韆 para los consumidores directos y comercializadores que adquieren su energ韆 para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producci髇 en el sistema el閏trico peninsular en la hora h excluidos los pagos por capacidad y el coste de los desv韔s.

De acuerdo con lo establecido en el art韈ulo 11 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la Comunidad Aut髇oma o Ciudad a la que pertenecen los SEIE podr醤 establecer una adaptaci髇 del precio horario peninsular al que compran los comercializadores y consumidores directos a la estructura estacional de la demanda del SEIE de su 醡bito territorial, en cuyo caso los valores de PMCP(h) se obtendr韆n en funci髇 de lo establecido en la disposici髇 que regule la citada adaptaci髇 de precios.

El precio de adquisici髇 de energ韆 definido en este apartado no ser� de aplicaci髇 a los comercializadores de 鷏timo recurso en los SEIE por la energ韆 el閏trica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de 鷏timo recurso. El precio de adquisici髇 de esta energ韆 ser� el establecido en la disposici髇 adicional decimoquinta del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de 鷏timo recurso en el sector de la energ韆 el閏trica.

N鷐ero 3 del art韈ulo 12 redactado por el n鷐ero ocho de la disposici髇 final primera 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 (獴.O.E.� 15 junio).Vigencia: 16 junio 2010

4. Obligaci髇 de pago por capacidad para las empresas comercializadoras y consumidores directos.

Cada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema el閏trico aislado j tendr� una obligaci髇 de pago por capacidad que se calcular� seg鷑 la siguiente expresi髇:

PCAP(c,h,j) = _t EDC(c,h,j,ta) * PCAP(h,ta)

Siendo:

PCAP(c,h,j): Coste del pago por capacidad para la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema el閏trico aislado j en la hora h EDC(c,h,j,ta): Energ韆 adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema el閏trico aislado j en la hora h en la tarifa de acceso ta. El valor de esta energ韆 se calcular� en la forma establecida en el apartado 2 del art韈ulo 11.

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

La obligaci髇 de pago por capacidad definida en este apartado no ser� de aplicaci髇 a los comercializadores de 鷏timo recurso en los SEIE por la energ韆 el閏trica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de 鷏timo recurso.

N鷐ero 4 del art韈ulo 12 redactado por el n鷐ero ocho de la disposici髇 final primera 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 (獴.O.E.� 15 junio).Vigencia: 16 junio 2010

5. Obligaci髇 de pago por coste de desv韔s para las empresas comercializadoras y consumidores directos.

Cada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema el閏trico aislado j tendr� una obligaci髇 de pago por coste de desv韔s que se calcular� seg鷑 la siguiente expresi髇:

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

Siendo:

CDSV(c,h,j): Obligaci髇 de pago por coste de desv韔s para la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema el閏trico aislado j en la hora h.

EDC(c,h,j): Energ韆 adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema el閏trico aislado j en la hora h. El valor de esta energ韆 se calcular� en la forma establecida en el apartado 2 del art韈ulo 11.

EDC_p (c,h,j): Previsi髇 de compras en barras de central de la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema el閏trico aislado j en la hora h comunicada al despacho seg鷑 lo dispuesto en los procedimientos de operaci髇.

CDSVPEN(h): Coste medio de los desv韔s de los consumidores directos y comercializadores que adquieren su energ韆 para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producci髇 en el sistema el閏trico peninsular en la hora h.

La obligaci髇 de pago por coste de desv韔s definida en este apartado no ser� de aplicaci髇 a los comercializadores de 鷏timo recurso en los SEIE por la energ韆 el閏trica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de 鷏timo recurso.

N鷐ero 5 del art韈ulo 12 redactado por el n鷐ero ocho de la disposici髇 final primera 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 (獴.O.E.� 15 junio).Vigencia: 16 junio 2010

6. Obligaci髇 de pago por la energ韆 adquirida por los generadores en r間imen ordinario y en r間imen especial.

En el caso que la energ韆 medida en barras de central del generador e en r間imen ordinario o en r間imen especial que participa en el despacho de generaci髇 sea negativa por consumo de servicios auxiliares, su obligaci髇 de pago por la energ韆 adquirida se calcular� seg鷑 la siguiente expresi髇:

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

Siendo:

CAG(e,h,j): Coste de la energ韆 adquirida por el generador e del sistema el閏trico aislado j en la hora h e(e,h,j): Energ韆 negativa generada en la hora h por el grupo generador e del sistema extrapeninsular j.

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

N鷐ero 6 del art韈ulo 12 redactado por el n鷐ero ocho de la disposici髇 final primera 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 (獴.O.E.� 15 junio).Vigencia: 16 junio 2010

7. Liquidaci髇 del cierre de energ韆.

En las liquidaciones con cierre de medidas, el cierre de energ韆 de cada subsistema el閏trico aislado j en la hora h, calculado seg鷑 lo dispuesto en el apartado 3 del art韈ulo 11, se valorar� al precio del mercado diario en la hora h.

Los derechos de cobro por cierres positivos y las obligaciones de pago por cierres negativos se liquidar醤 en la cuenta del operador del sistema. El saldo resultante tendr� la consideraci髇 de ingreso o coste liquidable del sistema a los efectos del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidaci髇 de los costes de transporte, distribuci髇 y comercializaci髇 a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificaci髇 y seguridad de abastecimiento, y como tal se incluir� en las liquidaciones de las actividades reguladas seg鷑 establece la disposici髇 adicional segunda del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de 鷏timo recurso en el sector de la energ韆 el閏trica.

N鷐ero 7 del art韈ulo 12 redactado por el n鷐ero ocho de la disposici髇 final primera 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 (獴.O.E.� 15 junio).Vigencia: 16 junio 2010

8. D閒icit/Super醰it entre costes de generaci髇 y costes de adquisici髇.

La metodolog韆 de liquidaci髇 de la energ韆 tiene por objeto liquidar a las empresas generadoras sus costes de producci髇 con los importes satisfechos por los agentes compradores por la energ韆 adquirida

La bolsa compuesta por la agregaci髇 de los costes de generaci髇 de todos los grupos de generaci髇 en r間imen ordinario y la valoraci髇 de la energ韆 generada por los grupos en r間imen especial que participan en el despacho econ髆ico teniendo en cuenta el precio final horario de generaci髇, PFG(h), de los J sistemas el閏tricos aislados pertenecientes a un determinado SEIE ser� la siguiente:

La bolsa compuesta por la agregaci髇 de los costes de adquisici髇 de energ韆 de todos los distribuidores, comercializadores y consumidores que adquieren directamente la energ韆 en el despacho de los J sistemas el閏tricos aislados pertenecientes a un determinado SEIE ser� la siguiente:

Los valores de BOLSAG (h) y BOLSAA (h) son diferentes debido a que tanto los distribuidores como los comercializadores y los consumidores que adquieren directamente la energ韆 en el despacho adquieren su energ韆 a los respectivos precios medios de adquisici髇 resultantes para estos agentes en el mercado de producci髇 peninsular, gener醤dose en consecuencia un desequilibrio entre los importes de ambas bolsas (D/S (h)) en cada SEIE, que podr� ser positivo o negativo y cuyo importe se obtiene de la forma siguiente:

9. Liquidaci髇 de los grupos de producci髇 en r間imen especial.

Tal como establece el p醨rafo segundo del apartado 2 del art韈ulo 10 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la liquidaci髇 de la energ韆 vertida por los productores en r間imen especial que participen en el despacho econ髆ico de los sistemas extrapeninsulares e insulares se computar� al precio final horario de generaci髇 PFG (h) calculado en la forma determinada en el punto noveno de la presente orden, sin perjuicio del derecho de cobro que le corresponde conforme a lo establecido en el apartado 2 de este art韈ulo, que le ser� liquidada por diferencia, de acuerdo con lo establecido en el art韈ulo 18.3 del mismo Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.

El d閒icit/super醰it se馻lado en el apartado 8 de este art韈ulo ser� distribuido entre todos los grupos de generaci髇 en r間imen ordinario y del r間imen especial que participan en el despacho econ髆ico del SEIE en proporci髇 al peso relativo de sus costes de generaci髇, en el caso del r間imen ordinario, y de su energ韆 computada al PFG(h) en el caso del r間imen especial, respecto a la bolsa total de costes de generaci髇 calculada en el apartado anterior. En consecuencia, el valor a liquidar a cada grupo generador en r間imen especial e del sistema el閏trico aislado j en la hora h se calcular� de la siguiente forma:

Siendo:

• DCRE(e,h,j): Valor a liquidar en la hora h al generador en r間imen especial e del sistema extrapeninsular j
• e(e,h,j): Energ韆 generada en la hora h por el generador en r間imen especial e del sistema el閏trico aislado j de acuerdo con las instrucciones de despacho del operador del sistema. Esta variable se corresponder� con las variables e_{tliq(e,h,j), eliq(e,h,j,d), etp(e,h,j) o ep(e,h,j,d) definidas en el apartado 4 del art韈ulo 11 dependiendo de que el grupo vierta su energ韆 en la red de transporte o en la red del distribuidor d y que se disponga o no se disponga de su medida.}
• PFG(h): Precio final de generaci髇 en la hora h en el sistema extrapeninsular al que pertenece el sistema el閏trico aislado j calculado en la forma establecida en el art韈ulo 9.
• D/S (e,h,j): % de participaci髇 del grupo generador en r間imen especial e del sistema el閏trico aislado j en el valor del d閒icit/super醰it del sistema extrapeninsular al que pertenece (D/S(h))

  El valor de D/S(e,h,j) se obtendr� seg鷑 la siguiente expresi髇:

  

10. Liquidaci髇 de los grupos generadores en r間imen ordinario.

El d閒icit/super醰it se馻lado en el apartado 8 ser� distribuido entre todos los grupos de generaci髇 en r間imen ordinario y del r間imen especial que participan en el despacho econ髆ico del SEIE en proporci髇 al peso relativo de sus costes de generaci髇, en el caso del r間imen ordinario, y de su energ韆 computada al PFG(h) en el caso del r間imen especial, respecto a la bolsa total de costes de generaci髇 calculada en el apartado 8 de este art韈ulo. En consecuencia, el valor a liquidar a cada grupo generador en r間imen ordinario i del sistema el閏trico aislado j en la hora h se calcular� de la siguiente forma:

siendo:

• DCRO(i,h,j): Valor a liquidar en la hora h al grupo generador en r間imen ordinario i del sistema el閏trico aislado j
• cg(i,h,j): Coste de generaci髇 en la hora h del grupo de generaci髇 en r間imen ordinario i del sistema el閏trico aislado j
• D/S (i,h,j): % de participaci髇 del grupo generador en r間imen ordinario i del sistema el閏trico aislado j en el valor del d閒icit/super醰it del sistema extrapeninsular al que pertenece (D/S(h))

  El valor de DIS(i,h,j) se obtendr� seg鷑 la siguiente expresi髇:

  

11. Importe de la liquidaci髇 complementaria a los grupos del r間imen ordinario.

Seg鷑 lo establecido en el art韈ulo 18.2 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la Comisi髇 Nacional de Energ韆 liquidar� a cada grupo de generaci髇 en r間imen ordinario la suma de los siguientes conceptos:

• 1�. La diferencia entre el coste de la energ韆 adquirida por los distribuidores ubicados en los SEIE valorada al precio final horario de generaci髇 en cada SEIE (PFG(h)), y el coste de esa misma energ韆 valorada al precio medio final horario resultante en el mercado peninsular para el conjunto de distribuidores.
• 2�. La diferencia entre el coste de la energ韆 adquirida por los comercializadores ubicados en los SEIE valorada al precia final horario de generaci髇 en cada SEIE (PFG(h)), y el coste de esa misma energ韆 valorada al precio medio final horario resultante en el mercado peninsular para el conjunto de comercializadores.
• 3�. La diferencia entre el coste de la energ韆 adquirida por los consumidores que adquieren directamente la energ韆 en el despacho ubicados en los SEIE valorada al precio final horario de generaci髇 en cada SEIE (PFG(h)), y el coste de esa misma energ韆 valorada al precio medio final horario resultante en el mercado peninsular para los consumidores que adquieren directamente su energ韆 en dicho mercado.

La suma de los conceptos anteriores se corresponde con el valor del desequilibrio entre costes de generaci髇 y costes de adquisici髇 (D/S (h)) definido en el apartado 8 de este art韈ulo, por lo que el importe a liquidar por la Comisi髇 Nacional de Energ韆 a cada grupo generador en r間imen ordinario i del sistema el閏trico aislado j perteneciente a un SEIE en la hora h (COMRO(i,h,j)) ser� igual a su participaci髇 en el citado desequilibrio:

De la cuant韆 resultante de la expresi髇 anterior se descontar� el sobrecoste de generaci髇 que, en su caso, se haya liquidado previamente al generador i de acuerdo con lo establecido en el 鷏timo p醨rafo del art韈ulo 18.1 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.

12. Importe de la liquidaci髇 complementaria a los grupos del r間imen especial.

La prima e incentivo a recibir por cada grupo generador en r間imen especial e, que forma parte de la retribuci髇 del mismo tal y como se se馻la en el apartado 2 de este art韈ulo, ser� liquidada por el distribuidor al que vierte la energ韆 el grupo del r間imen especial en cuesti髇.

En consecuencia, el importe a liquidar por la Comisi髇 Nacional de Energ韆 a cada generador en r間imen especial e del sistema extrapeninsular j en la hora h (COMRE(e,h,j)) se calcular� seg鷑 la siguiente expresi髇

Art韈ulo 13 Compensaci髇 del efecto financiero derivado del error entre energ韆 programada y medida

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Art韈ulo 14 C醠culo de la prima que complementa el precio medio peninsular

Para cada grupo de generaci髇 en r間imen ordinario i del sistema el閏trico aislado j en la hora h, el valor de la prima de funcionamiento PrF(i,h,j) se calcular� de acuerdo con la siguiente f髍mula:

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

Siendo:

D/S(i,h,j) * D/S(h): El importe del d閒icit/super醰it distribuido al generador i seg鷑 lo dispuesto en el apartado 10 del art韈ulo 12.

E(i,h,j): Energ韆 neta medida en barras de central aportada por el grupo i del sistema el閏trico aislado j en la hora h.

Art韈ulo 14 redactado por el n鷐ero nueve de la disposici髇 final primera de 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 (獴.O.E.� 15 junio).Vigencia: 16 junio 2010

Art韈ulo 15 Informaci髇 a poner a disposici髇 del operador del mercado por el operador del sistema para la realizaci髇 de las liquidaciones

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Art韈ulo 16 Informaci髇 a remitir por el operador del sistema a la Comisi髇 Nacional de Energ韆

En cumplimiento de lo establecido en la letra m del art韈ulo 5.2 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, el Operador del Sistema remitir� a la Comisi髇 Nacional de Energ韆 la siguiente informaci髇:

• 1�. Dentro de los 5 primeros d韆s h醔iles del mes m+1 el operador del sistema remitir� a la Comisi髇 Nacional de Energ韆 la siguiente informaci髇:
  • a) Medida provisional de la energ韆 producida por cada grupo generador del r間imen especial que interviene en el despacho, en barras de central.
  • b) Energ韆 programada en barras de central adquirida por cada distribuidor.
  • c) Energ韆 programada en barras de central adquirida por cada comercializador.
  • d) Energ韆 programada en barras de central adquirida por cada consumidor que adquiere directamente la energ韆 en el despacho.
• 2�. En el caso de que antes de que finalice el mes m+2, se haya producido alguna modificaci髇 de la informaci髇 se馻lada en el apartado anterior, el operador del sistema remitir� a la Comisi髇 Nacional de Energ韆 dentro de los primeros 5 d韆s h醔iles del mes m+3 los nuevos valores de las magnitudes que se modifican.
• 3�. Tan pronto como est� disponible en su totalidad la informaci髇 referida en el apartado 5� del art韈ulo 15 de esta orden, y siempre antes del d韆 30 del mes m+10, el operador del sistema remitir� a la Comisi髇 Nacional de Energ韆 la siguiente informaci髇 referida a cada uno de los sistemas insulares y extrapeninsulares, y para cada hora h del mes de liquidaci髇 m:
  • a) Medida definitiva de la energ韆 producida por cada grupo generador del r間imen especial que interviene en el despacho, en barras de central.
  • b) Energ韆 definitiva adquirida por cada distribuidor, en barras de central.
  • c) Energ韆 definitiva adquirida por cada comercializador, en barras de central.
  • d) Energ韆 definitiva adquirida por cada consumidor que adquiere directamente la energ韆 en el despacho, en barras de central.

Art韈ulo 17 Informaci髇 a remitir por el operador del mercado a la Comisi髇 Nacional de Energ韆 para el c醠culo de las liquidaciones

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Disposici髇 adicional primera Periodicidad de los c醠culos y de las liquidaciones

1. Los costes de generaci髇 del r間imen ordinario y las liquidaciones de las energ韆s intercambiadas se calcular醤 por bloques horarios y se agregar醤 por per韔dos mensuales a efectos del c醠culo de los derechos de cobro y obligaciones de pago resultantes de los mismos.

Las energ韆s intercambiadas en cada mes se liquidar醤 el n鷐ero de veces y en los plazos que se determinan en esta orden.

2. Con car醕ter anual se proceder� a la liquidaci髇 definitiva de las energ韆s intercambiadas a trav閟 del sistema de despacho de la generaci髇.

Disposici髇 adicional segunda Sistema de garant韆s de pago, de facturaci髇, cargos y abonos

Las reglas del sistema de cargos, abonos y garant韆s que regir醤 en los SEIE ser醤 aprobadas por la Secretar韆 General de Energ韆 del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Primer p醨rafo de la Disposici髇 Adicional Segunda redactado por el apartado cinco de la disposici髇 final segunda de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan las tarifas el閏tricas a partir de 1 de enero de 2009. ("B.O.E." 31 diciembre).Vigencia: 1 enero 2009

Las garant韆s de los agentes se calcular醤 considerando su intervenci髇 conjunta en el sistema peninsular y en los sistemas extrapeninsulares e insulares.

Los cobros y pagos de los sistemas peninsulares, extrapeninsulares e insulares podr醤 realizarse conjuntamente, sin perjuicio de que en los SEIE la facturaci髇 se calcule para cada sistema el閏trico de forma independiente. P醨rafo tercero de la disposici髇 adicional segunda redactado por el n鷐ero diez de la disposici髇 final primera 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 (獴.O.E.� 15 junio).Vigencia: 16 junio 2010

Disposici髇 adicional tercera Inscripci髇 en los registros administrativos

A los efectos de la inscripci髇 en los registros administrativos correspondientes conforme a lo establecido en el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas el閏tricos insulares y extrapeninsulares, los titulares de instalaci髇 de producci髇 en r間imen ordinario, los titulares de instalaci髇 de producci髇 en r間imen especial, los distribuidores y los comercializadores que deseen operar en los sistemas el閏tricos insulares y extrapeninsulares as� como los consumidores cualificados que adquieran su energ韆 directamente a trav閟 del despacho no tendr醤 que adherirse a las reglas del mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica, desarrolladas mediante 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.

No obstante, estos agentes deber醤 contar con la certificaci髇 del Operador del Sistema del cumplimiento de los requisitos t閏nicos para poder ser dado de alta en dicho despacho y de cumplir con las reglas del sistema de liquidaciones y garant韆s de pago que regir� en los SEIE. Estos requisitos ser醤 indispensables para su inscripci髇 definitiva en el Registro correspondiente. Segundo p醨rafo de la Disposici髇 Adicional Tercera redactado por el apartado seis de la disposici髇 final segunda de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan las tarifas el閏tricas a partir de 1 de enero de 2009. ("B.O.E." 31 diciembre).Vigencia: 1 enero 2009

El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, a propuesta del Operador del Mercado y previo informe de la Comisi髇 Nacional de Energ韆, aprobar� el sistema de liquidaciones y garant韆s de pago a presentar por los agentes.

Disposici髇 adicional cuarta Tipo de inter閟 mensual a aplicar y prima para 2006

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Disposici髇 adicional quinta Cierre de energ韆 en los SEIE

A partir del 1 de julio de 2009, el cierre de la energ韆 adquirida por los comercializadores y consumidores directos en SEIE se realizar� seg鷑 lo dispuesto en la disposici髇 adicional segunda del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de 鷏timo recurso en el sector de la energ韆 el閏trica.

A tal efecto, el saldo resultante de valorar al precio del mercado diario la diferencia entre las p閞didas de transporte y distribuci髇 y las p閞didas est醤dares utilizadas en el procedimiento de balance de cada sistema el閏trico aislado se valorar� al precio del mercado diario y ser� considerado como ingreso o coste liquidable del sistema, y como tal se incluir� en las liquidaciones de las actividades reguladas.

En las liquidaciones provisionales sin cierre de medidas, el descuadre de energ韆 de cada sistema el閏trico aislado al que se refiere el art韈ulo 11.4 se asignar� a los comercializadores y consumidores directos en proporci髇 a los valores de energ韆 programada remitidos por dichos agentes al operador del sistema.

Disposici髇 adicional quinta introducida por el apartado dos de la disposici髇 final segunda de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de 鷏timo recurso de energ韆 el閏trica y el procedimiento de c醠culo y estructura de las tarifas de 鷏timo recurso de energ韆 el閏trica (獴.O.E.� 23 junio).Vigencia: 24 junio 2009

V閍se la disposici髇 adicional primera del R.D. 1623/2011, de 14 de noviembre, por el que se regulan los efectos de la entrada en funcionamiento del enlace entre el sistema el閏trico peninsular y el balear, y se modifican otras disposiciones del sector el閏trico (獴.O.E.� 7 diciembre).

Disposici髇 transitoria primera Precios de combustible previsto para el primer semestre de 2006

Los precios del producto por tipo de combustible, prc (c,i,h,j), en cada SEIS previstos para el primer semestre de 2006, expresados en Euros/Tonelada, tomar醤 los valores siguientes:

Disposici髇 transitoria segunda Plazo para la realizaci髇 de las pruebas y valores transitorios de los par醡etros a utilizar en el c醠culo del combustible para las instalaciones existentes

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Disposici髇 transitoria tercera C醠culo de las liquidaciones para los meses transcurridos del a駉 2006 hasta la entrada en vigor de orden

1. Los valores y par醡etros contemplados en esta orden ser醤 de aplicaci髇 desde el 1 de enero de 2006, a los efectos del c醠culo del coste de generaci髇 definido en el art韈ulo 7 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas el閏tricos insulares y extrapeninsulares, y, consiguientemente, de las liquidaciones a practicar por la Comisi髇 Nacional de Energ韆 a los generadores en virtud del art韈ulo 18 del citado real decreto.

Desde el 1 de enero de 2006, los costes de generaci髇 ser醤 los resultantes de la aplicaci髇 de los valores y par醡etros establecidos en esta orden a los datos de efectivo funcionamiento de los grupos de generaci髇 y considerando asimismo los valores de energ韆 suministrada tanto a clientes a tarifa como a clientes que hayan ejercido su condici髇 de cualificados.

En las liquidaciones a practicar por el Operador del Mercado y por la Comisi髇 Nacional de Energ韆 correspondientes a los meses del a駉 2006 transcurridos hasta la entrada en vigor de la presente orden, 閟tas se realizar醤 a partir de los datos facilitados al Operador del Sistema por las empresas generadoras, distribuidoras, comercializadoras de que se disponga en estos sistemas.

2. Se establece un plazo m醲imo de 12 meses desde la entrada en vigor de esta orden para la finalizaci髇 de las liquidaciones retroactivas mensuales a las que se refiere la presente disposici髇 transitoria.

Disposici髇 transitoria cuarta Equipos de medida en puntos frontera transporte-distribuci髇

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Disposici髇 transitoria quinta Sistema de Liquidaciones y Garant韆s

1. El Operador de Mercado dispondr� de un plazo de dos meses desde la entrada en vigor de esta orden para presentar al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio la propuesta de reglas para el sistema de liquidaciones y garant韆s de pago y el contrato de adhesi髇 a las mismas para la actuaci髇 en estos sistemas.

2. Los agentes de estos sistemas inscritos provisionalmente en el Registro correspondiente que participen en el despacho econ髆ico dispondr醤 de un plazo de tres meses desde la aprobaci髇 de las reglas del sistema de liquidaciones y garant韆s de pago para presentar al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio la solicitud de inscripci髇 definitiva en el registro junto la certificaci髇 del Operador del Sistema del cumplimiento de los requisitos t閏nicos para poder ser dado de alta en dicho despacho y de cumplir con las reglas del sistema de liquidaciones y garant韆s de pago que regir� en los SEIE a que se refiere la disposici髇 adicional tercera. La no presentaci髇 por los agentes de las certificaciones en los plazos citados implicar� su baja en el Registro.

Apartado dos de la Disposici髇 Transitoria Quinta redactado por el apartado siete de la disposici髇 final segunda de la Orden ITC/3801/2008, de 26 de diciembre, por la que se revisan las tarifas el閏tricas a partir de 1 de enero de 2009. ("B.O.E." 31 diciembre).Vigencia: 1 enero 2009

Disposici髇 derogatoria 鷑ica Derogaci髇 normativa

Quedan derogadas cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo establecido en la presente orden.

Disposici髇 final primera Aplicaci髇 de la orden

Se autoriza a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio a dictar las resoluciones precisas para la aplicaci髇 de lo dispuesto en esta orden.

Disposici髇 final segunda Entrada en vigor

Esta orden entrar� en vigor el d韆 10 de abril de 2006.