ANEXO I

Procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro

Primero. Resolución de las restricciones por garantía de suministro al programa diario base de funcionamiento.-

Antes de las 14:00 horas de cada jueves, el operador del sistema establecerá un plan de funcionamiento para la semana eléctrica inmediata siguiente, para las centrales que utilizan carbón autóctono como combustible, comunicando a cada titular de dichas centrales su plan de funcionamiento. Se entenderá por semana eléctrica el periodo comprendido entre las 0:00 horas de cada sábado y las 24:00 horas del viernes inmediato siguiente. Estos planes semanales se elaborarán de forma que la producción no supere las cantidades de energía producida que fije la Resolución del Secretario de Estado de Energía a la que se refiere el anexo II.

Diariamente, y en los mismos plazos establecidos para la comunicación de información previa al mercado diario, el operador del sistema pondrá a disposición de cada sujeto del mercado, las posibles actualizaciones de su plan de funcionamiento semanal que sea necesario considerar en razón de la evolución de las previsiones de la demanda o de las entregas de producción de origen renovable, o por indisponibilidades sobrevenidas de instalaciones de producción y/o elementos de la red de transporte.

El proceso de resolución de las restricciones por garantía de suministro al programa diario base de funcionamiento se realizará previamente a la modificación de los programas para la resolución de las restricciones técnicas, pero teniendo ya en cuenta, sin embargo, las limitaciones de programa que puedan ser requeridas por razones de seguridad del sistema eléctrico.

En el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, el operador del sistema realizará las modificaciones de programa necesarias para incluir, de acuerdo con el plan de funcionamiento semanal, en su caso actualizado, y comunicado a los respectivos sujetos del mercado, la generación térmica con centrales que utilizan carbón autóctono como combustible que hayan sido determinadas por el Ministro de Industria Turismo y Comercio hasta el límite máximo establecido en el artículo 25 de la Ley 54/1997, de 27 noviembre, siempre que este límite máximo implique, en el periodo anual correspondiente, que la producción no supere las cantidades de energía producida que fije la Resolución del Secretario de Estado de Energía a la que se refiere el anexo II.

Tras la resolución de las restricciones por garantía de suministro y la posterior resolución de las restricciones técnicas, el operador del sistema, al objeto de obtener un programa equilibrado en generación y demanda procederá a aplicar una reducción de los valores programados para compensar aquella energía incorporada para la resolución de las restricciones por garantía de suministro, y que no haya sido ya directamente compensada por las modificaciones de programa por solución de restricciones técnicas cuyo saldo neto horario represente una reducción del programa base de funcionamiento.

Segundo. Unidades que participan en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro en el programa diario base de funcionamiento.-

Para la resolución de restricciones por garantía de suministro se modificarán los programas para incluir la generación térmica con centrales que utilizan carbón autóctono como combustible, participando las centrales habilitadas por el Ministro de Industria Turismo y Comercio, según lo dispuesto en el anexo II.

Tercero. Modificación de programas para la resolución de restricciones por garantía de suministro.

1. El operador del sistema determinará, de acuerdo con el plan semanal de funcionamiento para las centrales que utilizan carbón autóctono como combustible, actualizado, en su caso, hasta el día anterior al de suministro, las modificaciones que, cumpliendo con los criterios de seguridad establecidos en los procedimientos de operación del sistema, deban realizarse sobre el programa diario base de funcionamiento para la resolución de las restricciones por garantía de suministro.

2. Los aumentos de energía así programados y efectivamente realizados sobre el programa diario base de funcionamiento, serán retribuidos según la metodología de cálculo establecida en el anexo II para la correspondiente instalación.

Cuarto. Solución de los desequilibrios entre producción y demanda derivados de la resolución de restricciones por garantía de suministro.

1. Los incrementos de los programas de generación térmica con centrales que utilizan carbón autóctono como combustible que se realicen de acuerdo con lo establecido en el apartado tercero de este anexo I, que no sean directamente compensados por las modificaciones de programa que sea preciso aplicar para la resolución de las restricciones técnicas identificadas y cuyo saldo neto horario represente una reducción del programa base de funcionamiento, serán compensados mediante la aplicación del mecanismo específico descrito en los puntos siguientes.

2. En este mecanismo específico de reducción de programas, participarán todas las instalaciones térmicas de producción de régimen ordinario emisoras de , a excepción de aquellas instalaciones de régimen ordinario que realicen actividades de cogeneración o a las que se aplique la prima que se establece en los artículos 45 y 46 y en la disposición adicional sexta del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, que no estén incluidas en el anexo II y tengan un programa de venta de energía en el programa diario base de funcionamiento correspondiente al día siguiente.

Asimismo quedará exceptuada del mecanismo específico de reducción de programas la energía programada en las instalaciones de régimen ordinario que utilicen gas siderúrgico como parte del combustible, siempre que no estén incluidas en el anexo II y dicha reducción represente un incumplimiento de los compromisos de consumo de gas que tiene establecidos. A estos efectos los titulares de estas instalaciones deberán comunicar al Operador del Sistema su programa mínimo de venta de energía compatible con el cumplimiento de dichos compromisos en la forma en la que se establezca en los procedimientos de operación a que se refiere el apartado 1 de la disposición final tercera. Al final de cada ejercicio el cumplimiento de la excepción de estas centrales será auditado por la Comisión Nacional de Energía.

3. La reducción de los programas de estas instalaciones de producción se efectuará primero teniendo en cuenta el orden de mérito descendente de los niveles de emisión de CO₂ de las distintas instalaciones de producción de carbón y fuel, con respeto de las limitaciones de programa que sea preciso establecer sobre dichas instalaciones por razones de seguridad del sistema eléctrico.

La Comisión Nacional de Energía supervisará y hará públicos los valores de emisión de CO₂ de cada una de las instalaciones térmicas de producción antes citadas, comunicados por los sujetos titulares de las mismas, como paso previo a la utilización de estos valores en este proceso. Los valores de emisión comunicados a estos efectos deberán ser coherentes con el contenido de los informes verificados de emisiones que el titular haya notificado en el marco de la Ley 1/2005, de 9 de marzo, por la que se regula el régimen de comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero.

Posteriormente se aplicará la reducción de los programas a las instalaciones de producción que utilicen como combustible gas natural, de forma proporcional a la energía programada para cada una de ellas en el programa diario base de funcionamiento.

4. Las unidades cuyo programa resulte reducido en este proceso para la compensación de las modificaciones por solución de restricciones por garantía de suministro, tras la incorporación también de aquellas modificaciones de programa para la resolución de restricciones técnicas cuyo saldo neto horario represente una reducción del programa base de funcionamiento, tendrán asociada una obligación de pago igual al precio del mercado diario.

Quinto. Asignación y liquidación de los costes derivados del proceso.

1. La liquidación de los costes derivados del proceso se realizará por el operador del sistema de acuerdo con lo establecido en los apartados tercero y cuarto.

2. El saldo de los derechos de cobro establecidos en los apartados tercero y cuarto y de las obligaciones de pago del apartado cuarto será sufragado con cargo al saldo resultante de la diferencia entre los ingresos derivados de la financiación de los pagos por capacidad y los costes correspondientes a su retribución antes de su liquidación a la Comisión Nacional de Energía. El saldo restante tendrá la consideración de ingreso o coste liquidable del sistema a los efectos previstos en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.

Sexto. Supervisión.-

Sin perjuicio de lo establecido en la disposición adicional undécima, punto tercero 1, función undécima, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, en relación con el título X de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, la Comisión Nacional de Energía, en el ejercicio de la función duodécima de la disposición adicional undécima, podrá solicitar la información que considere necesaria.

Cuando detecte la existencia de indicios de prácticas restrictivas de la competencia, lo pondrá en conocimiento de la Comisión Nacional de la Competencia, y aportará todos los elementos de hecho a su alcance y, en su caso, un dictamen no vinculante de la calificación que le merecen dichos hechos.

Séptimo. Medidas adicionales para conseguir el cumplimiento de los objetivos previsto para el año 2011.

1. Los grupos incluidos en el plan de funcionamiento diario al que hace referencia el presente anexo, tendrán derecho al correspondiente coste unitario de generación con respecto al precio medio resultantes de todas sus transacciones en los mercados de gestión de desvíos, regulación terciaria y en el mercado intradiario, aplicada al incremento neto de programa en dichos mercados producido de forma efectiva y que no supere el plan de funcionamiento actualizado diario.

2. Los grupos incluidos en el plan de funcionamiento diario actualizado al que hace referencia el presente anexo, estarán obligados a incorporar un precio igual a 0 €/MWh en las ofertas de energía a bajar presentadas en los mercados de Gestión de Desvíos y de Regulación Terciaria, y al coste variable establecido por la Secretaria de Estado de Energía, en los mercados a subir de Gestión de Desvíos y de Regulación Terciaria y en los mercados intradiarios hasta los valores de producción incluidos en el plan de funcionamiento diario actualizado.

3. En el proceso de solución de los desequilibrios entre producción y demanda derivados de la resolución de restricciones por garantía de suministro, participarán también los programas de energía de las unidades que tengan únicamente programa en el PDBF en uno o varios de los tres primeros periodos horarios que constituyen el horizonte diario de programación, a modo de rampa descendente de carga asociada a un proceso de desacoplamiento de la unidad.

4. En los correspondientes procedimientos de operación se establecerán los criterios necesarios para determinar los derechos de cobro y obligaciones de pago anteriores.

ANEXO II

Centrales que participan en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro como unidades vendedoras, precio de retribución de la energía y volúmenes máximos de producción anuales programados

Véase Res. 30 diciembre 2013, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 2014, a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro («B.O.E.» 31 diciembre).

1. Las centrales obligadas a participar como unidades vendedoras en el proceso de modificaciones de programa para la resolución de restricciones por garantía de suministro son las que se citan a continuación:

• Soto de Ribera 3.
• Narcea 3.
• Anllares.
• La Robla 2.
• Compostilla.
• Teruel.
• Guardo 2.
• Puentenuevo 3.
• Escucha.
• Elcogás.

Los precios de retribución de la energía, con el detalle de cada uno de los parámetros utilizados, y el volumen máximo de producción para cada año que puede ser programado en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro serán fijados para cada central anualmente por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, que no podrán superar los límites establecidos en el artículo 25.1 de la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico. Igualmente, la Secretaría de Estado de Energía podrá autorizar trasvases de carbón entre centrales para una mejor gestión del stock acumulado fijando la nueva retribución y volumen máximo de las centrales afectadas.

El incumplimiento de la producción programada en el plan de funcionamiento comunicado por el operador del sistema en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, conforme establece el anexo I, será sancionado en los términos que resultan de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, salvo que se derive de indisponibilidades sobrevenidas debidamente justificadas de acuerdo con la normativa vigente.

Si existieran indisponibilidades sobrevenidas debidamente justificadas, conforme se establece en el apartado anterior, la diferencia entre las cantidades correspondientes al volumen máximo de producción del año y las realmente producidas se tendrá en cuenta para la fijación del volumen máximo de producción durante el periodo de vigencia del mecanismo.

Cuando a lo largo del ejercicio una central sobrepase en su funcionamiento el volumen de producción de energía que fije la Secretaría de Estado de Energía e implique una retribución por encima del 5 por ciento de la inicialmente establecida por garantía de suministro, el operador del sistema lo comunicará a la Secretaría de Estado de Energía y a la Comisión Nacional de Energía. La Secretaría de Estado de Energía fijará los nuevos precios de retribución de la energía teniendo en cuenta el exceso de funcionamiento y los titulares de las centrales liquidarán al operador del sistema el exceso de retribución en concepto de coste, todo ello sin perjuicio de que al finalizar el ejercicio se proceda conforme al apartado siguiente.

Las auditorías de las empresas propietarias de estas centrales deberán incluir en sus auditorías anuales una segregación de las cuentas para cada una de las centrales incluidas en apartado 1. Esta segregación contendrá suficiente detalle para que la Comisión Nacional de Energía pueda determinar todos y cada uno de los parámetros en la metodología que se establece en el apartado 3.2. La Secretaría de Estado de Energía podrá fijar por Resolución las distintas actuaciones que deberá llevar a cabo la Comisión Nacional de Energía para determinar el coste real de los parámetros fijados en el apartado 3.2.

Antes del 15 de julio los titulares de las centrales deberán remitir a la Comisión Nacional de Energía la auditoría de cuentas con los requisitos exigidos en el párrafo anterior. La Comisión Nacional de Energía, de acuerdo con la auditoría y la metodología que se establece en el apartado 3.2, efectuará el cálculo de los costes reales correspondiente al volumen de energía eléctrica producida por la central, y lo comunicará al operador del sistema quien liquidará el exceso o defecto de retribución por este concepto a cada central.

Asimismo, cuando el precio medio mensual del API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus Internacional sobrepase los 75 €/t se revisarán los precios de adquisición del carbón autóctono para cada central que se definen más adelante, PRCA_i, por la Secretaría de Estado de Energía y se fijarán los nuevos precios de retribución.

En cualquier caso, en cada central obligada a participar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, se descontará cualquier ayuda que perciba o pueda percibir en el futuro por otros conceptos, así como otros ingresos asociados al funcionamiento al amparo de este real decreto.

2. Las cantidades anuales de carbón autóctono a adquirir por los titulares de las centrales a que se refiere el apartado anterior serán las que se fijen para cada año por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía que sólo se aplicarán a las cantidades de carbón que se benefician de ayudas de Estado, de acuerdo con el reglamento CE n.º 1407/2002, de 23 de julio de 2002, sobre las ayudas estatales a la industria del carbón o con cualquier reglamento ulterior que lo reemplace y que, en cualquier caso, hasta el año 2012 estas cantidades de carbón no serán mayores, en el periodo total de vigencia del presente Real Decreto, a las previstas en el «Plan Nacional de Reserva Estratégica de Carbón 2006-2012 y Nuevo Modelo de Desarrollo Integral Sostenible de las Comarcas Mineras».

La Comisión Nacional de Energía supervisará e inspeccionará la correcta utilización del carbón autóctono asociada a las producciones programada en el plan de funcionamiento comunicado por el operador del sistema en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.

3. Metodología de cálculo de los precios de retribución de la energía.

3.1. Los precios de retribución de la energía de las centrales obligadas a participar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro se corresponderán con el coste unitario de generación del grupo para una producción anual correspondiente al volumen máximo de producción anual programable por garantía de suministro.

Para dar cumplimiento a lo establecido en el punto 3 del artículo único del presente real decreto, los titulares de las centrales que estén incluidas en el plan de funcionamiento actualizado para la resolución de restricciones por garantía de suministro podrán presentar al mercado diario la condición compleja de ingresos mínimos, sin otras condiciones complejas adicionales, con la siguientes características:

• a) El término variable de la oferta será el coste variable regulado en euros/MWh.
• b) El término fijo será igual a 0 euros.
• c) El primer bloque de energía corresponderá al menos al plan semanal de funcionamiento actualizado y se ofertará a 0 euros/MWh.

En el caso en que no se utilice esta condición compleja, el primer bloque de energía corresponderá al menos al plan semanal de funcionamiento actualizado y se ofertará al coste variable regulado en euros/MWh.

A las centrales incluidas en el presente anexo no les serán de aplicación las condiciones de los párrafos segundo y tercero de la regla 28.1.2.2 de funcionamiento del mercado de producción de energía eléctrica, cuando se encuentren incluidas en el plan de funcionamiento actualizado.

Cuando las centrales obligadas a participar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro resulten programadas por el Operador del Sistema para la implementación del mecanismo de restricciones por garantía de suministro la energía producida generará un derecho de cobro del titular de la central en el proceso de liquidación de las restricciones por garantía de suministro, con cargo a los pagos por capacidad igual al producto del coste unitario que se fije para la central por la energía realmente programada en el proceso. Los titulares de las centrales programadas en el mercado diario base de funcionamiento cuya energía tenga que ser retirada del programa por la activación del mecanismo tendrán una obligación de pago igual al producto del precio del mercado diario por la energía desplazada.

Cuando alguna de estas centrales obligadas a participar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro resulte programada en el mercado diario y el volumen máximo de producción anual programado no haya sido alcanzado, generará un derecho de cobro o, en su caso, una obligación de pago, por la diferencia entre el precio del mercado diario y el coste regulado, por la energía programada dentro del plan de funcionamiento actualizado.

Esta energía producida se tendrá en cuenta a la hora de determinar la energía pendiente para alcanzar el volumen máximo de producción para cada año que puede ser programada en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.

3.2 El coste unitario de generación de los grupos para una producción anual correspondiente al volumen máximo de producción programable por garantía de suministro incluirá los costes fijos, CF_i, y los costes variables CV_i.

CF_i: El coste fijo unitario, expresado en Euros/MWh, incluirá el coste de operación y mantenimiento fijo y, en su caso, la anualidad del coste de inversión calculado de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

• CFOM_i Coste fijo de operación y mantenimiento unitario, expresado en Euros/MW. El coste fijo de operación y mantenimiento para cada central será de 33.000 €/MW de coste por grupo generador o, para la central de gasificación integrada, 140.000 €/MW a precios de 2010. Además, se considerarán 5.000 €/MW, a precios de 2010 si cuenta con planta de desulfuración.

  Los valores del coste fijo de operación y mantenimiento definidos en el párrafo anterior se actualizarán cada año con la variación anual del índice de precios al consumo y serán publicados por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía. Para el cálculo de la variación de los índices de precios en el año n se tomará como valor de dichos índices la media móvil de los últimos doce meses a noviembre del año anterior.

• CIT_i Anualidad del coste de la inversión por desulfuración o para amortización de plantas de gasificación integradas para cada grupo, expresada en Euros. Se compondrá como suma de dos términos, la retribución por amortización y la retribución del capital, y se descontará el pago por capacidad. Se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

  

Donde:

• A_i: Retribución por amortización anual de la inversión del grupo i, expresada en euros. La amortización de la inversión será lineal considerando una vida útil de 10 años para las inversiones en desulfuración y 6 años para amortización de la planta de gasificación integrada y la vida útil restante para el resto de instalaciones.
• R_i: Retribución financiera en el año n de la inversión del grupo i, expresada en euros.

Se calculará cada año aplicando la tasa de retribución (Tr_n) a la inversión neta (VNI_in), conforme a la siguiente fórmula:

Siendo:

• VNI_in: Valor neto de la inversión del grupo i expresada en euros pendientes de amortizar a 31 de diciembre. Para su cálculo se tomarán como valores iniciales a 31 de diciembre de 2009 una inversión que será el valor pendiente de amortización que se presente en la separación contable auditada para los grupos que cuentan con planta de desulfuración. En el caso de la planta de gasificación integrada se tomará el valor de la inversión no amortizada a 31 de diciembre del año 2009. El valor real final será calculado por la Comisión Nacional de Energía una vez se presenten los datos auditados de la separación contable utilizando el valor pendiente de amortización.
• (Tr_n): Tasa financiera de retribución a aplicar en el año n. Se corresponderá con el valor de la media móvil de los últimos doce meses disponibles de los Bonos del Estado a diez años más 300 puntos básicos. Dicho valor se revisará anualmente por la Comisión Nacional de Energía para aplicar los valores correctos al periodo.
• CP_i: Pago anual por capacidad del grupo i, expresada en euros para cada central.
• P_i: Potencia neta del grupo generador, en MW.
• Ep_i: Energía programada para el año, en MWh. Este valor será posteriormente revisado por la Comisión Nacional de Energía para la determinación correcta del coste real utilizando la energía real producida del grupo generador.

Los costes variables incluirán el coste de combustible puesto en central, el coste financiero del carbón autóctono almacenado, el coste variable de operación y mantenimiento y el coste de emisión de CO₂. Estos costes se calcularán para cada central i de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

CC_i: Coste de combustible expresado en Euros/MWh, que se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

• FCA_i Es el tanto por uno de carbón autóctono en energía, que será fijado anualmente por resolución de la Secretaría de Estado de Energía y acreditado ante la Comisión Nacional de Energía por los titulares de las instalaciones.
• PRCA_i Son los precios de adquisición del carbón autóctono para cada central, expresados en €/t que incorporan las correcciones por motivos de calidad. Estos precios serán calculados a partir de los de 2009 que se incrementarán un 2 % anual hasta el año 2012. En el caso del almacenamiento estratégico temporal de carbón (AETC) se considerarán además los costes logísticos y de gestión.
• ConsEsp_i es el consumo específico de la central expresado en te PCS/kWh en barras de central. Anualmente, estos parámetros se fijarán por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía y serán supervisados por la Comisión Nacional de Energía antes del 15 de julio del año inmediatamente posterior.
• PCS_i y PCS'_i son los poderes caloríficos superiores del carbón autóctono y del combustible de referencia de la central i expresados en te PCS/t. Anualmente, estos parámetros se fijarán por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía y serán supervisados por la Comisión Nacional de Energía antes del 15 de julio del año inmediatamente posterior.
• C_$€: Cambio del dólar frente al euro (en $/€). Se establecerá anualmente por resolución de la Secretaría de Estado de Energía y serán supervisados por la Comisión Nacional de Energía antes del 15 de julio del año inmediatamente posterior. Para su fijación se tomara la media del mes de noviembre del año anterior publicado en el boletín estadístico del Banco de España.

• P_p es el precio del producto por tipo de combustible. Estos precios se fijarán anualmente por resolución de la Secretaría de Estado de Energía y serán supervisados por la Comisión Nacional de Energía antes del 15 de julio del año inmediatamente posterior, bajo la consideración de los siguientes índices y cotizaciones, expresados en $/tn dependiendo del tipo de combustible:

  • Para el carbón, será igual al precio del API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus Internacional y se calculará como la media del mes de noviembre del año inmediatamente anterior.
  • En el caso de que se utilicen otros combustibles se ponderará su precio en función de los precios internacionales de estos combustibles.
• PRL_i es el precio de referencia de los costes de logística de los combustibles puestos en la central i en €/t. Este término será determinado por la Secretaría de Estado de Energía para cada central basado en precios de mercado.
• Cf_i: Coste financiero unitario, expresado en Euros/MWh. Es el coste de unas mermas anuales del 1 por ciento para las hullas y antracitas y del 2 ciento para el lignito negro valorado al precio de adquisición del carbón autóctono del año de adquisición entre la electricidad generada para la prestación del servicio público. La CNE, en función del carbón almacenado a final de cada mes, calculará este valor, procediendo a la correspondiente liquidación.
• CVOM_i: Coste variable de operación y mantenimiento unitario, expresado en Euros/MWh. Este coste tomará un valor de 2 €/MWh para las centrales de lignito negro y de 1,5 €/MWh para las hullas y antracitas. En caso de que el grupo de generación cuente con planta de desulfuración estos costes se incrementarán en 0,5 €/MWh.
• CO_2i: El coste unitario de emisión del CO₂ en Euros/MWh, para lo que se aplican los últimos factores de emisión disponibles de cada grupo generador (en ton CO₂ por MWh generado). Para el cálculo del valor del derecho de emisión, para cada ejercicio se tomará la cotización media del EUA Futures Contracts del mes de noviembre en el mercado ECX para el año siguiente. Corresponderá al Ministro de Industria, Turismo y Comerció desarrollar la metodología de cálculo y el valor será fijado anualmente en la Resolución de la Secretaría de Estado de Energía especificando el coste unitario de emisión de los derechos asignados gratuitamente y será posteriormente calculado por la Comisión Nacional de Energía una vez presentadas las cuentas separadas auditadas por las unidades de generación, quien efectuará el cálculo de los costes reales en función de la energía finalmente producida de acuerdo con las funciones asignadas en este anexo. Para el año 2010 se fijará inicialmente el valor correspondiente al mes de noviembre de 2009 del mercado ECX.

4. Excepcionalmente, para el año 2010 los volúmenes máximos para cada central se fijarán en función del número máximo de horas en que este mecanismo es de aplicación, siendo en cualquier caso la energía programada inferior a la cantidad de energía programable en el año.

Anexo II redactado por el apartado ocho del artículo primero del R.D. 1221/2010, de 1 de octubre, por el que se modifica el R.D. 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el R.D. 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica («B.O.E.» 2 octubre).Vigencia: 3 octubre 2010

ANEXO III

Derechos de cobro de las unidades cuyo programa resulte reducido en el proceso para la compensación de las modificaciones por solución de restricciones por garantía de suministro

1

Derechos de cobro de las unidades que utilicen como combustible carbón de importación y fuel

...

2

Derechos de cobro de las unidades que utilicen como combustible gas natural

...