ANEXO I

Procedimiento de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro

Primero. Resoluci髇 de las restricciones por garant韆 de suministro al programa diario base de funcionamiento.-

Antes de las 14:00 horas de cada jueves, el operador del sistema establecer� un plan de funcionamiento para la semana el閏trica inmediata siguiente, para las centrales que utilizan carb髇 aut骳tono como combustible, comunicando a cada titular de dichas centrales su plan de funcionamiento. Se entender� por semana el閏trica el periodo comprendido entre las 0:00 horas de cada s醔ado y las 24:00 horas del viernes inmediato siguiente. Estos planes semanales se elaborar醤 de forma que la producci髇 no supere las cantidades de energ韆 producida que fije la Resoluci髇 del Secretario de Estado de Energ韆 a la que se refiere el anexo II.

Diariamente, y en los mismos plazos establecidos para la comunicaci髇 de informaci髇 previa al mercado diario, el operador del sistema pondr� a disposici髇 de cada sujeto del mercado, las posibles actualizaciones de su plan de funcionamiento semanal que sea necesario considerar en raz髇 de la evoluci髇 de las previsiones de la demanda o de las entregas de producci髇 de origen renovable, o por indisponibilidades sobrevenidas de instalaciones de producci髇 y/o elementos de la red de transporte.

El proceso de resoluci髇 de las restricciones por garant韆 de suministro al programa diario base de funcionamiento se realizar� previamente a la modificaci髇 de los programas para la resoluci髇 de las restricciones t閏nicas, pero teniendo ya en cuenta, sin embargo, las limitaciones de programa que puedan ser requeridas por razones de seguridad del sistema el閏trico.

En el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro, el operador del sistema realizar� 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 generaci髇 t閞mica con centrales que utilizan carb髇 aut骳tono como combustible que hayan sido determinadas por el Ministro de Industria Turismo y Comercio hasta el l韒ite m醲imo establecido en el art韈ulo 25 de la Ley 54/1997, de 27 noviembre, siempre que este l韒ite m醲imo implique, en el periodo anual correspondiente, que la producci髇 no supere las cantidades de energ韆 producida que fije la Resoluci髇 del Secretario de Estado de Energ韆 a la que se refiere el anexo II.

Tras la resoluci髇 de las restricciones por garant韆 de suministro y la posterior resoluci髇 de las restricciones t閏nicas, el operador del sistema, al objeto de obtener un programa equilibrado en generaci髇 y demanda proceder� a aplicar una reducci髇 de los valores programados para compensar aquella energ韆 incorporada para la resoluci髇 de las restricciones por garant韆 de suministro, y que no haya sido ya directamente compensada por las modificaciones de programa por soluci髇 de restricciones t閏nicas cuyo saldo neto horario represente una reducci髇 del programa base de funcionamiento.

Segundo. Unidades que participan en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro en el programa diario base de funcionamiento.-

Para la resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro se modificar醤 los programas para incluir la generaci髇 t閞mica con centrales que utilizan carb髇 aut骳tono como combustible, participando las centrales habilitadas por el Ministro de Industria Turismo y Comercio, seg鷑 lo dispuesto en el anexo II.

Tercero. Modificaci髇 de programas para la resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro.

1. El operador del sistema determinar�, de acuerdo con el plan semanal de funcionamiento para las centrales que utilizan carb髇 aut骳tono como combustible, actualizado, en su caso, hasta el d韆 anterior al de suministro, las modificaciones que, cumpliendo con los criterios de seguridad establecidos en los procedimientos de operaci髇 del sistema, deban realizarse sobre el programa diario base de funcionamiento para la resoluci髇 de las restricciones por garant韆 de suministro.

2. Los aumentos de energ韆 as� programados y efectivamente realizados sobre el programa diario base de funcionamiento, ser醤 retribuidos seg鷑 la metodolog韆 de c醠culo establecida en el anexo II para la correspondiente instalaci髇.

Cuarto. Soluci髇 de los desequilibrios entre producci髇 y demanda derivados de la resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro.

1. Los incrementos de los programas de generaci髇 t閞mica con centrales que utilizan carb髇 aut骳tono 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 resoluci髇 de las restricciones t閏nicas identificadas y cuyo saldo neto horario represente una reducci髇 del programa base de funcionamiento, ser醤 compensados mediante la aplicaci髇 del mecanismo espec韋ico descrito en los puntos siguientes.

2. En este mecanismo espec韋ico de reducci髇 de programas, participar醤 todas las instalaciones t閞micas de producci髇 de r間imen ordinario emisoras de , a excepci髇 de aquellas instalaciones de r間imen ordinario que realicen actividades de cogeneraci髇 o a las que se aplique la prima que se establece en los art韈ulos 45 y 46 y en la disposici髇 adicional sexta del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producci髇 de energ韆 el閏trica en r間imen especial, que no est閚 incluidas en el anexo II y tengan un programa de venta de energ韆 en el programa diario base de funcionamiento correspondiente al d韆 siguiente.

Asimismo quedar� exceptuada del mecanismo espec韋ico de reducci髇 de programas la energ韆 programada en las instalaciones de r間imen ordinario que utilicen gas sider鷕gico como parte del combustible, siempre que no est閚 incluidas en el anexo II y dicha reducci髇 represente un incumplimiento de los compromisos de consumo de gas que tiene establecidos. A estos efectos los titulares de estas instalaciones deber醤 comunicar al Operador del Sistema su programa m韓imo de venta de energ韆 compatible con el cumplimiento de dichos compromisos en la forma en la que se establezca en los procedimientos de operaci髇 a que se refiere el apartado 1 de la disposici髇 final tercera. Al final de cada ejercicio el cumplimiento de la excepci髇 de estas centrales ser� auditado por la Comisi髇 Nacional de Energ韆.

3. La reducci髇 de los programas de estas instalaciones de producci髇 se efectuar� primero teniendo en cuenta el orden de m閞ito descendente de los niveles de emisi髇 de CO₂ de las distintas instalaciones de producci髇 de carb髇 y fuel, con respeto de las limitaciones de programa que sea preciso establecer sobre dichas instalaciones por razones de seguridad del sistema el閏trico.

La Comisi髇 Nacional de Energ韆 supervisar� y har� p鷅licos los valores de emisi髇 de CO₂ de cada una de las instalaciones t閞micas de producci髇 antes citadas, comunicados por los sujetos titulares de las mismas, como paso previo a la utilizaci髇 de estos valores en este proceso. Los valores de emisi髇 comunicados a estos efectos deber醤 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 r間imen de comercio de derechos de emisi髇 de gases de efecto invernadero.

Posteriormente se aplicar� la reducci髇 de los programas a las instalaciones de producci髇 que utilicen como combustible gas natural, de forma proporcional a la energ韆 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 compensaci髇 de las modificaciones por soluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro, tras la incorporaci髇 tambi閚 de aquellas modificaciones de programa para la resoluci髇 de restricciones t閏nicas cuyo saldo neto horario represente una reducci髇 del programa base de funcionamiento, tendr醤 asociada una obligaci髇 de pago igual al precio del mercado diario.

Quinto. Asignaci髇 y liquidaci髇 de los costes derivados del proceso.

1. La liquidaci髇 de los costes derivados del proceso se realizar� 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 ser� sufragado con cargo al saldo resultante de la diferencia entre los ingresos derivados de la financiaci髇 de los pagos por capacidad y los costes correspondientes a su retribuci髇 antes de su liquidaci髇 a la Comisi髇 Nacional de Energ韆. El saldo restante tendr� la consideraci髇 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 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.

Sexto. Supervisi髇.-

Sin perjuicio de lo establecido en la disposici髇 adicional und閏ima, punto tercero 1, funci髇 und閏ima, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, en relaci髇 con el t韙ulo X de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector El閏trico, la Comisi髇 Nacional de Energ韆, en el ejercicio de la funci髇 duod閏ima de la disposici髇 adicional und閏ima, podr� solicitar la informaci髇 que considere necesaria.

Cuando detecte la existencia de indicios de pr醕ticas restrictivas de la competencia, lo pondr� en conocimiento de la Comisi髇 Nacional de la Competencia, y aportar� todos los elementos de hecho a su alcance y, en su caso, un dictamen no vinculante de la calificaci髇 que le merecen dichos hechos.

S閜timo. Medidas adicionales para conseguir el cumplimiento de los objetivos previsto para el a駉 2011.

1. Los grupos incluidos en el plan de funcionamiento diario al que hace referencia el presente anexo, tendr醤 derecho al correspondiente coste unitario de generaci髇 con respecto al precio medio resultantes de todas sus transacciones en los mercados de gesti髇 de desv韔s, regulaci髇 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, estar醤 obligados a incorporar un precio igual a 0 €/MWh en las ofertas de energ韆 a bajar presentadas en los mercados de Gesti髇 de Desv韔s y de Regulaci髇 Terciaria, y al coste variable establecido por la Secretaria de Estado de Energ韆, en los mercados a subir de Gesti髇 de Desv韔s y de Regulaci髇 Terciaria y en los mercados intradiarios hasta los valores de producci髇 incluidos en el plan de funcionamiento diario actualizado.

3. En el proceso de soluci髇 de los desequilibrios entre producci髇 y demanda derivados de la resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro, participar醤 tambi閚 los programas de energ韆 de las unidades que tengan 鷑icamente programa en el PDBF en uno o varios de los tres primeros periodos horarios que constituyen el horizonte diario de programaci髇, a modo de rampa descendente de carga asociada a un proceso de desacoplamiento de la unidad.

4. En los correspondientes procedimientos de operaci髇 se establecer醤 los criterios necesarios para determinar los derechos de cobro y obligaciones de pago anteriores.

ANEXO II

Centrales que participan en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro como unidades vendedoras, precio de retribuci髇 de la energ韆 y vol鷐enes m醲imos de producci髇 anuales programados

V閍se Res. 30 diciembre 2013, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, por la que se fijan las cantidades de carb髇, el volumen m醲imo de producci髇 y los precios de retribuci髇 de la energ韆, para el a駉 2014, a aplicar en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro (獴.O.E.� 31 diciembre).

1. Las centrales obligadas a participar como unidades vendedoras en el proceso de modificaciones de programa para la resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro son las que se citan a continuaci髇:

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

Los precios de retribuci髇 de la energ韆, con el detalle de cada uno de los par醡etros utilizados, y el volumen m醲imo de producci髇 para cada a駉 que puede ser programado en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro ser醤 fijados para cada central anualmente por Resoluci髇 de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, que no podr醤 superar los l韒ites establecidos en el art韈ulo 25.1 de la Ley 54/1997, del Sector El閏trico. Igualmente, la Secretar韆 de Estado de Energ韆 podr� autorizar trasvases de carb髇 entre centrales para una mejor gesti髇 del stock acumulado fijando la nueva retribuci髇 y volumen m醲imo de las centrales afectadas.

El incumplimiento de la producci髇 programada en el plan de funcionamiento comunicado por el operador del sistema en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro, conforme establece el anexo I, ser� sancionado en los t閞minos que resultan de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector El閏trico, 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 m醲imo de producci髇 del a駉 y las realmente producidas se tendr� en cuenta para la fijaci髇 del volumen m醲imo de producci髇 durante el periodo de vigencia del mecanismo.

Cuando a lo largo del ejercicio una central sobrepase en su funcionamiento el volumen de producci髇 de energ韆 que fije la Secretar韆 de Estado de Energ韆 e implique una retribuci髇 por encima del 5 por ciento de la inicialmente establecida por garant韆 de suministro, el operador del sistema lo comunicar� a la Secretar韆 de Estado de Energ韆 y a la Comisi髇 Nacional de Energ韆. La Secretar韆 de Estado de Energ韆 fijar� los nuevos precios de retribuci髇 de la energ韆 teniendo en cuenta el exceso de funcionamiento y los titulares de las centrales liquidar醤 al operador del sistema el exceso de retribuci髇 en concepto de coste, todo ello sin perjuicio de que al finalizar el ejercicio se proceda conforme al apartado siguiente.

Las auditor韆s de las empresas propietarias de estas centrales deber醤 incluir en sus auditor韆s anuales una segregaci髇 de las cuentas para cada una de las centrales incluidas en apartado 1. Esta segregaci髇 contendr� suficiente detalle para que la Comisi髇 Nacional de Energ韆 pueda determinar todos y cada uno de los par醡etros en la metodolog韆 que se establece en el apartado 3.2. La Secretar韆 de Estado de Energ韆 podr� fijar por Resoluci髇 las distintas actuaciones que deber� llevar a cabo la Comisi髇 Nacional de Energ韆 para determinar el coste real de los par醡etros fijados en el apartado 3.2.

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

Asimismo, cuando el precio medio mensual del API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus Internacional sobrepase los 75 €/t se revisar醤 los precios de adquisici髇 del carb髇 aut骳tono para cada central que se definen m醩 adelante, PRCA_i, por la Secretar韆 de Estado de Energ韆 y se fijar醤 los nuevos precios de retribuci髇.

En cualquier caso, en cada central obligada a participar en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro, se descontar� cualquier ayuda que perciba o pueda percibir en el futuro por otros conceptos, as� como otros ingresos asociados al funcionamiento al amparo de este real decreto.

2. Las cantidades anuales de carb髇 aut骳tono a adquirir por los titulares de las centrales a que se refiere el apartado anterior ser醤 las que se fijen para cada a駉 por Resoluci髇 de la Secretar韆 de Estado de Energ韆 que s髄o se aplicar醤 a las cantidades de carb髇 que se benefician de ayudas de Estado, de acuerdo con el reglamento CE n.� 1407/2002, de 23 de julio de 2002, sobre las ayudas estatales a la industria del carb髇 o con cualquier reglamento ulterior que lo reemplace y que, en cualquier caso, hasta el a駉 2012 estas cantidades de carb髇 no ser醤 mayores, en el periodo total de vigencia del presente Real Decreto, a las previstas en el 玃lan Nacional de Reserva Estrat間ica de Carb髇 2006-2012 y Nuevo Modelo de Desarrollo Integral Sostenible de las Comarcas Mineras�.

La Comisi髇 Nacional de Energ韆 supervisar� e inspeccionar� la correcta utilizaci髇 del carb髇 aut骳tono asociada a las producciones programada en el plan de funcionamiento comunicado por el operador del sistema en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro.

3. Metodolog韆 de c醠culo de los precios de retribuci髇 de la energ韆.

3.1. Los precios de retribuci髇 de la energ韆 de las centrales obligadas a participar en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro se corresponder醤 con el coste unitario de generaci髇 del grupo para una producci髇 anual correspondiente al volumen m醲imo de producci髇 anual programable por garant韆 de suministro.

Para dar cumplimiento a lo establecido en el punto 3 del art韈ulo 鷑ico del presente real decreto, los titulares de las centrales que est閚 incluidas en el plan de funcionamiento actualizado para la resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro podr醤 presentar al mercado diario la condici髇 compleja de ingresos m韓imos, sin otras condiciones complejas adicionales, con la siguientes caracter韘ticas:

• a) El t閞mino variable de la oferta ser� el coste variable regulado en euros/MWh.
• b) El t閞mino fijo ser� igual a 0 euros.
• c) El primer bloque de energ韆 corresponder� al menos al plan semanal de funcionamiento actualizado y se ofertar� a 0 euros/MWh.

En el caso en que no se utilice esta condici髇 compleja, el primer bloque de energ韆 corresponder� al menos al plan semanal de funcionamiento actualizado y se ofertar� al coste variable regulado en euros/MWh.

A las centrales incluidas en el presente anexo no les ser醤 de aplicaci髇 las condiciones de los p醨rafos segundo y tercero de la regla 28.1.2.2 de funcionamiento del mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica, cuando se encuentren incluidas en el plan de funcionamiento actualizado.

Cuando las centrales obligadas a participar en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro resulten programadas por el Operador del Sistema para la implementaci髇 del mecanismo de restricciones por garant韆 de suministro la energ韆 producida generar� un derecho de cobro del titular de la central en el proceso de liquidaci髇 de las restricciones por garant韆 de suministro, con cargo a los pagos por capacidad igual al producto del coste unitario que se fije para la central por la energ韆 realmente programada en el proceso. Los titulares de las centrales programadas en el mercado diario base de funcionamiento cuya energ韆 tenga que ser retirada del programa por la activaci髇 del mecanismo tendr醤 una obligaci髇 de pago igual al producto del precio del mercado diario por la energ韆 desplazada.

Cuando alguna de estas centrales obligadas a participar en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro resulte programada en el mercado diario y el volumen m醲imo de producci髇 anual programado no haya sido alcanzado, generar� un derecho de cobro o, en su caso, una obligaci髇 de pago, por la diferencia entre el precio del mercado diario y el coste regulado, por la energ韆 programada dentro del plan de funcionamiento actualizado.

Esta energ韆 producida se tendr� en cuenta a la hora de determinar la energ韆 pendiente para alcanzar el volumen m醲imo de producci髇 para cada a駉 que puede ser programada en el proceso de resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro.

3.2 El coste unitario de generaci髇 de los grupos para una producci髇 anual correspondiente al volumen m醲imo de producci髇 programable por garant韆 de suministro incluir� los costes fijos, CF_i, y los costes variables CV_i.

CF_i: El coste fijo unitario, expresado en Euros/MWh, incluir� el coste de operaci髇 y mantenimiento fijo y, en su caso, la anualidad del coste de inversi髇 calculado de acuerdo con la siguiente f髍mula:

Donde:

• CFOM_i Coste fijo de operaci髇 y mantenimiento unitario, expresado en Euros/MW. El coste fijo de operaci髇 y mantenimiento para cada central ser� de 33.000 €/MW de coste por grupo generador o, para la central de gasificaci髇 integrada, 140.000 €/MW a precios de 2010. Adem醩, se considerar醤 5.000 €/MW, a precios de 2010 si cuenta con planta de desulfuraci髇.

  Los valores del coste fijo de operaci髇 y mantenimiento definidos en el p醨rafo anterior se actualizar醤 cada a駉 con la variaci髇 anual del 韓dice de precios al consumo y ser醤 publicados por Resoluci髇 de la Secretar韆 de Estado de Energ韆. Para el c醠culo de la variaci髇 de los 韓dices de precios en el a駉 n se tomar� como valor de dichos 韓dices la media m髒il de los 鷏timos doce meses a noviembre del a駉 anterior.

• CIT_i Anualidad del coste de la inversi髇 por desulfuraci髇 o para amortizaci髇 de plantas de gasificaci髇 integradas para cada grupo, expresada en Euros. Se compondr� como suma de dos t閞minos, la retribuci髇 por amortizaci髇 y la retribuci髇 del capital, y se descontar� el pago por capacidad. Se calcular� de acuerdo con la siguiente f髍mula:

  

Donde:

• A_i: Retribuci髇 por amortizaci髇 anual de la inversi髇 del grupo i, expresada en euros. La amortizaci髇 de la inversi髇 ser� lineal considerando una vida 鷗il de 10 a駉s para las inversiones en desulfuraci髇 y 6 a駉s para amortizaci髇 de la planta de gasificaci髇 integrada y la vida 鷗il restante para el resto de instalaciones.
• R_i: Retribuci髇 financiera en el a駉 n de la inversi髇 del grupo i, expresada en euros.

Se calcular� cada a駉 aplicando la tasa de retribuci髇 (Tr_n) a la inversi髇 neta (VNI_in), conforme a la siguiente f髍mula:

Siendo:

• VNI_in: Valor neto de la inversi髇 del grupo i expresada en euros pendientes de amortizar a 31 de diciembre. Para su c醠culo se tomar醤 como valores iniciales a 31 de diciembre de 2009 una inversi髇 que ser� el valor pendiente de amortizaci髇 que se presente en la separaci髇 contable auditada para los grupos que cuentan con planta de desulfuraci髇. En el caso de la planta de gasificaci髇 integrada se tomar� el valor de la inversi髇 no amortizada a 31 de diciembre del a駉 2009. El valor real final ser� calculado por la Comisi髇 Nacional de Energ韆 una vez se presenten los datos auditados de la separaci髇 contable utilizando el valor pendiente de amortizaci髇.
• (Tr_n): Tasa financiera de retribuci髇 a aplicar en el a駉 n. Se corresponder� con el valor de la media m髒il de los 鷏timos doce meses disponibles de los Bonos del Estado a diez a駉s m醩 300 puntos b醩icos. Dicho valor se revisar� anualmente por la Comisi髇 Nacional de Energ韆 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: Energ韆 programada para el a駉, en MWh. Este valor ser� posteriormente revisado por la Comisi髇 Nacional de Energ韆 para la determinaci髇 correcta del coste real utilizando la energ韆 real producida del grupo generador.

Los costes variables incluir醤 el coste de combustible puesto en central, el coste financiero del carb髇 aut骳tono almacenado, el coste variable de operaci髇 y mantenimiento y el coste de emisi髇 de CO₂. Estos costes se calcular醤 para cada central i de acuerdo con la siguiente f髍mula:

Donde:

CC_i: Coste de combustible expresado en Euros/MWh, que se calcular� de acuerdo con la siguiente f髍mula:

Donde:

• FCA_i Es el tanto por uno de carb髇 aut骳tono en energ韆, que ser� fijado anualmente por resoluci髇 de la Secretar韆 de Estado de Energ韆 y acreditado ante la Comisi髇 Nacional de Energ韆 por los titulares de las instalaciones.
• PRCA_i Son los precios de adquisici髇 del carb髇 aut骳tono para cada central, expresados en €/t que incorporan las correcciones por motivos de calidad. Estos precios ser醤 calculados a partir de los de 2009 que se incrementar醤 un 2 % anual hasta el a駉 2012. En el caso del almacenamiento estrat間ico temporal de carb髇 (AETC) se considerar醤 adem醩 los costes log韘ticos y de gesti髇.
• ConsEsp_i es el consumo espec韋ico de la central expresado en te PCS/kWh en barras de central. Anualmente, estos par醡etros se fijar醤 por Resoluci髇 de la Secretar韆 de Estado de Energ韆 y ser醤 supervisados por la Comisi髇 Nacional de Energ韆 antes del 15 de julio del a駉 inmediatamente posterior.
• PCS_i y PCS'_i son los poderes calor韋icos superiores del carb髇 aut骳tono y del combustible de referencia de la central i expresados en te PCS/t. Anualmente, estos par醡etros se fijar醤 por Resoluci髇 de la Secretar韆 de Estado de Energ韆 y ser醤 supervisados por la Comisi髇 Nacional de Energ韆 antes del 15 de julio del a駉 inmediatamente posterior.
• C_$€: Cambio del d髄ar frente al euro (en $/€). Se establecer� anualmente por resoluci髇 de la Secretar韆 de Estado de Energ韆 y ser醤 supervisados por la Comisi髇 Nacional de Energ韆 antes del 15 de julio del a駉 inmediatamente posterior. Para su fijaci髇 se tomara la media del mes de noviembre del a駉 anterior publicado en el bolet韓 estad韘tico del Banco de Espa馻.

• P_p es el precio del producto por tipo de combustible. Estos precios se fijar醤 anualmente por resoluci髇 de la Secretar韆 de Estado de Energ韆 y ser醤 supervisados por la Comisi髇 Nacional de Energ韆 antes del 15 de julio del a駉 inmediatamente posterior, bajo la consideraci髇 de los siguientes 韓dices y cotizaciones, expresados en $/tn dependiendo del tipo de combustible:

  • Para el carb髇, ser� igual al precio del API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus Internacional y se calcular� como la media del mes de noviembre del a駉 inmediatamente anterior.
  • En el caso de que se utilicen otros combustibles se ponderar� su precio en funci髇 de los precios internacionales de estos combustibles.
• PRL_i es el precio de referencia de los costes de log韘tica de los combustibles puestos en la central i en €/t. Este t閞mino ser� determinado por la Secretar韆 de Estado de Energ韆 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 adquisici髇 del carb髇 aut骳tono del a駉 de adquisici髇 entre la electricidad generada para la prestaci髇 del servicio p鷅lico. La CNE, en funci髇 del carb髇 almacenado a final de cada mes, calcular� este valor, procediendo a la correspondiente liquidaci髇.
• CVOM_i: Coste variable de operaci髇 y mantenimiento unitario, expresado en Euros/MWh. Este coste tomar� 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 generaci髇 cuente con planta de desulfuraci髇 estos costes se incrementar醤 en 0,5 €/MWh.
• CO_2i: El coste unitario de emisi髇 del CO₂ en Euros/MWh, para lo que se aplican los 鷏timos factores de emisi髇 disponibles de cada grupo generador (en ton CO₂ por MWh generado). Para el c醠culo del valor del derecho de emisi髇, para cada ejercicio se tomar� la cotizaci髇 media del EUA Futures Contracts del mes de noviembre en el mercado ECX para el a駉 siguiente. Corresponder� al Ministro de Industria, Turismo y Comerci� desarrollar la metodolog韆 de c醠culo y el valor ser� fijado anualmente en la Resoluci髇 de la Secretar韆 de Estado de Energ韆 especificando el coste unitario de emisi髇 de los derechos asignados gratuitamente y ser� posteriormente calculado por la Comisi髇 Nacional de Energ韆 una vez presentadas las cuentas separadas auditadas por las unidades de generaci髇, quien efectuar� el c醠culo de los costes reales en funci髇 de la energ韆 finalmente producida de acuerdo con las funciones asignadas en este anexo. Para el a駉 2010 se fijar� inicialmente el valor correspondiente al mes de noviembre de 2009 del mercado ECX.

4. Excepcionalmente, para el a駉 2010 los vol鷐enes m醲imos para cada central se fijar醤 en funci髇 del n鷐ero m醲imo de horas en que este mecanismo es de aplicaci髇, siendo en cualquier caso la energ韆 programada inferior a la cantidad de energ韆 programable en el a駉.

Anexo II redactado por el apartado ocho del art韈ulo 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 resoluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro y se modifica el R.D. 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica (獴.O.E.� 2 octubre).Vigencia: 3 octubre 2010

ANEXO III

Derechos de cobro de las unidades cuyo programa resulte reducido en el proceso para la compensaci髇 de las modificaciones por soluci髇 de restricciones por garant韆 de suministro

1

Derechos de cobro de las unidades que utilicen como combustible carb髇 de importaci髇 y fuel

...

2

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

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