Agencia Estatal Boletín Oficial del Estado
La Ley 17/2007, de 4 de julio, modificó la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/54/CE, de 26 de junio de 2003, del Parlamento Europeo y del Consejo, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 96/92/CE.
El artículo 17 de la referida Ley del Sector Eléctrico establece en su apartado 1 que el Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, dictará las disposiciones necesarias para el establecimiento de los peajes de acceso a las redes, que se establecerán en base a los costes de las actividades reguladas del sistema que correspondan, incluyendo entre ellos los costes permanentes y los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.
La disposición transitoria segunda de la Ley 17/2007, de 4 de julio, determina que el Ministro de Industria, Turismo y Comercio establecerá el mecanismo de traspaso de clientes del sistema a tarifa al sistema de tarifa de último recurso que les corresponda.
Así, en el Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica. El artículo 7 de este Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, fija la metodología de cálculo y revisión de las tarifas de último recurso, disponiendo al respecto que el Ministro de Industria, Turismo y Comercio dictará las disposiciones necesarias para el establecimiento de estas tarifas de último recurso determinando su estructura de forma coherente con los peajes de acceso. A estos efectos el Ministro de Industria, Turismo y Comercio podrá revisar la estructura de los peajes de acceso de baja tensión para adaptarlas a las tarifas de último recurso y asegurar la aditividad de las mismas. Asimismo, se establece que el Ministro de Industria, Turismo y Comercio podrá revisar semestralmente las tarifas de acceso para asegurar la aditividad de las tarifas de último recurso.
Mediante la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio de 2009, se regula el mecanismo de traspaso al suministro de último recurso de energía eléctrica de los clientes que tengan un contrato en vigor en el mercado a tarifa, así como el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso en el sector eléctrico y la estructura de los peajes de acceso correspondientes.
En la Orden ITC/3519/2009, de 28 de diciembre, se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2010 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial.
En la presente orden se desarrollan las previsiones del citado artículo 7 del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, teniendo en cuenta lo establecido en la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio de 2009, en lo que a peajes de acceso se refiere para cumplir lo establecido en la disposición adicional vigésima primera de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, en la redacción dada por el artículo 1 del Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social, sobre suficiencia de los peajes de acceso y desajustes de ingresos de las actividades reguladas del sector eléctrico.
Por su parte, de acuerdo con lo previsto en el artículo 44.1 y en la disposición transitoria segunda del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía en régimen especial, se procede a las actualizaciones trimestrales para el segundo y tercer trimestres de 2010, de las tarifas y primas para las instalaciones de los subgrupos a.1.1 y a.1.2 (cogeneraciones que utilicen gas natural, gasóleo, fuel-oil o GLP), del grupo c.2 (instalaciones de residuos) y de las acogidas a la disposición transitoria segunda del citado real decreto (instalaciones de cogeneración para el tratamiento y reducción de residuos).
Las variaciones trimestrales de los índices de referencia utilizados para la actualización han sido, un incremento de 123,3 puntos básicos para el IPC a partir de 1 de abril y un decremento de 45 puntos básicos sobre el anterior a partir de 1 de julio. Un incremento de 6,494 por ciento para el precio del gas natural y de 6,375 por ciento para el precio del gasóleo, el GLP y el fuel oil a partir de 1 de abril y sendos incrementos adicionales de 8,599 por ciento y del 7,599 por ciento, respectivamente, a partir de 1 de julio.
De acuerdo con lo prescrito en la disposición adicional undécima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, esta orden ha sido objeto de informe por la Comisión Nacional de Energía. Dicho informe tiene en consideración las alegaciones formuladas en el trámite de audiencia evacuado mediante consulta a los representantes en el Consejo Consultivo de Electricidad.
Por otra parte, la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, en su reunión del día 24 de junio de 2010, ha autorizado al Ministro de Industria, Turismo y Comercio a dictar esta orden.
En su virtud, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, dispongo:
1. A partir de 1 de julio de 2010 se mantienen las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución definidas en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, establecidas en la Orden ITC/3519/2009, de 28 de diciembre, por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2010 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial.
2. Las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución definidas en el artículo 20 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 último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica, a partir de 1 de julio de 2010, son las que se fijan en el anexo I de esta orden, donde se detallan las tarifas básicas a aplicar con los precios de sus términos de potencia y energía, activa y reactiva, en cada período tarifario.
De acuerdo con lo establecido en el artículo 44.1 y en la disposición transitoria segunda del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, se procede a las actualizaciones trimestrales para el segundo y tercer trimestre de 2010, de las tarifas y primas de las instalaciones de los subgrupos a.1.1 y a.1.2, del grupo c.2 y de las instalaciones acogidas a la disposición transitoria segunda. En el anexo II de la presente orden figuran las tarifas y primas que se fijan para las citadas instalaciones para los dos trimestres mencionados.
De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 6.2 de la Orden ITC/3519/2009, de 28 de diciembre, por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2010 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial, los porcentajes destinados a la recaudación de costes con destinos específicos que, de acuerdo con el capítulo II del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, deben satisfacer los consumidores directos en mercado y comercializadores por los contratos de acceso a tarifa, serán, a partir de 1 de julio de 2010, los siguientes:
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Porcentaje sobre tarifa de acceso |
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Costes permanentes: |
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Tasa de la Comisión Nacional de Energía |
0,185 |
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Compensaciones insulares y extrapeninsulares |
7,005 |
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Operador del Sistema |
0,299 |
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Costes de diversificación y Seguridad de abastecimiento: |
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Moratoria nuclear |
0,813 |
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Segunda parte del ciclo de combustible nuclear |
0,001 |
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Recargo para recuperar el déficit de ingresos en la liquidación de las actividades reguladas generado entre el 1 de enero de 2005 y el 31 de diciembre de 2005. |
2,423 |
Como consecuencia de la integración de la empresa distribuidora Enermuelas, S.L., en Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A., y una vez visto el informe al respecto de la Comisión Nacional de Energía, la retribución de Enermuelas, S.L., correspondiente al segundo semestre de 2009, que asciende a 48.167 euros y la retribución correspondiente a 2010, que asciende a 96.090 euros, se añade a la retribución correspondiente a Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A., para los años 2009 y 2010 respectivamente.
Las modificaciones de la Orden ITC/2370/2007, de 26 de julio, por la que se regula el servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energía en el mercado de producción, serán de aplicación a los contratos del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad que se suscriban o renueven a partir de la entrada en vigor de la presente orden. Las nuevas condiciones establecidas quedarán automáticamente incorporadas a los contratos de interrumpibilidad vigentes en sustitución de las antiguas.
Quedan derogadas cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo establecido en esta orden.
Se modifica la Orden ITC/2370/2007, de 26 de julio, por la que se regula el servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energía en el mercado de producción, en los siguientes términos:
Uno. Se modifica el apartado ii) del artículo 4.3, que queda redactado como sigue:
«ii) Pf (Potencia de consumo): Valor verificable de potencia a consumir de forma continuada por el proveedor del servicio, en los períodos tarifarios 1 a 6 que se definen en el apartado 3.3 del anexo II de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007. El valor de la potencia de consumo para cada período se reflejará en el informe de idoneidad que debe ser emitido de acuerdo con lo establecido en el artículo 10. Estos valores serán revisados teniendo en cuenta el perfil de consumo previsto para el año en curso que deberán comunicarse a estos efectos al operador del sistema por los proveedores del servicio con anterioridad al inicio de cada temporada eléctrica, sin perjuicio de su revisión posterior.»
Dos. Se modifican las definiciones de Ej y de Pm1 del artículo 6, que quedan redactadas del modo siguiente:
«Ej es la energía trimestral consumida en barras de central, expresada en MWh, en cada período tarifario j de los que se definen en el apartado 3.2 del anexo II de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007.»
«Pm1 = Potencia media consumida por el proveedor de este servicio en el período tarifario 1 definido en el apartado 3.3 del anexo II de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007. Su valor se calculará como cociente entre la energía consumida en el período tarifario 1 definido anteriormente y las horas de dicho período descontando, en su caso, las horas correspondientes a órdenes de reducción de potencia aplicadas durante el mismo.»
Tres. Se modifica el artículo 8, que queda redactado de la manera siguiente:
El incumplimiento de una orden de reducción de potencia conllevará las siguientes penalizaciones:
1.ª Si no se hubiera producido ningún incumplimiento en la temporada eléctrica en curso, el incumplimiento llevará asociado una penalización equivalente a un determinado porcentaje de la retribución por el servicio de interrumpibilidad que le hubiera correspondido en el año en que se produce el incumplimiento. La penalización se calculará de acuerdo a la siguiente fórmula:
Donde:
Penalización (% RSI): Es la penalización a aplicar al proveeedor del servicio por el incumplimiento de la orden de reducción que corresponda, que se establece como un porcentaje sobre la retribución de la retribución que le hubiera correspondido en la temporada en que se produce el incumplimiento. El valor de esta penalización será como máximo el 120 por ciento de la retribución por el servicio de interrumpibilidad que le hubiera correspondido en la temporada en que se produce el incumplimiento
Kp: es el factor de penalización por incumplimiento. Se considerará un valor de Kp de 3,125.
Pd: es la máxima potencia demanda por el proveedor del servicio durante la orden de reducción aplicada e incumplida, en base a los registros de cinco minutos generados durante la orden.
Pmax i: Valor de potencia máxima a consumir por el proveedor del servicio para el tipo de reducción de potencia «i» que se haya aplicado e incumplido, en el periodo tarifario en que se haya solicitado.
Pt: Potencia media medida correspondiente al proveedor del servicio desde el inicio de la temporada eléctrica hasta el momento de inicio de la orden de reducción aplicada e incumplida, en el periodo tarifario de aplicación de dicha orden.
El valor de Pt no podrá superar en más de un diez por ciento a la potencia media de consumo prevista para el proveedor del servicio para el periodo tarifario que corresponda en la temporada eléctrica de aplicación, ni podrá ser inferior en un diez por ciento a dicho valor de potencia media de consumo prevista. En caso de que el valor de Pt sea inferior al diez por ciento de la potencia media de consumo prevista, se tomará como valor de Pt el diez por ciento de la citada potencia media de consumo, siempre con un valor mínimo de 5 MW.
A estos efectos, se considerará como potencia media de consumo prevista para el proveedor del servicio para el periodo tarifario que corresponda, el último valor disponible comunicado a Red Eléctrica de España, S. A. o, en su defecto, la prevista en el contrato.
N: Número de periodos de cinco minutos en los que se incumple la orden de reducción de potencia aplicada, de acuerdo a lo establecido en el artículo 7 de la presente orden.
Nt: Número total de periodos de cinco minutos que integran la orden de reducción aplicada e incumplida.
2.ª Si se hubiera producido un incumplimiento en la temporada eléctrica en curso, el nuevo incumplimiento llevará asociada la resolución automática del contrato de prestación del servicio de interrumpibilidad y conllevará la liquidación correspondiente de las cantidades que se hubieran percibido por la prestación del servicio durante la vigencia del contrato o de su prórroga, según corresponda.»
Cuatro. Se modifican los dos últimos párrafos del artículo 9, que quedan redactados como sigue:
«6.º No desarrollar una actividad que incluya servicios básicos u otras actividades en que la aplicación del servicio de interrumpibilidad pueda provocar riesgos para la seguridad de las personas o los bienes.
7.º Prestar al operador del sistema garantía suficiente para dar cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de su actuación y cumplir los requisitos establecidos en los procedimientos de operación relativos al proceso de cobros y pagos.
A los efectos de aplicación de los requisitos, los períodos tarifarios a que se hace referencia en los mismos serán los definidos en el apartado 3.2 del anexo II de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre.»
Cinco. Se modifican los apartados 2, 3, 4 y 5 del artículo 11, que pasan a tener la siguiente redacción:
«2. A dicha solicitud, se acompañará el informe del Operador del Sistema, emitido con carácter previo a la misma, y cuantos documentos se hubieran presentado a éste para su elaboración. Asimismo, se acompañará de la solicitud del interesado al operador del sistema para la realización de las inspecciones y actuaciones necesarias para la obtención de la certificación provisional a la que se refiere el apartado 5 del presente artículo.
3. La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá la solicitud presentada por el consumidor con anterioridad al inicio de la temporada eléctrica, autorizando o denegando la prestación del servicio de interrumpibilidad y lo notificará a éste y al operador del sistema con indicación, en su caso, de las condiciones específicas para la prestación del servicio.
4. La autorización administrativa para la prestación del servicio de interrumpibilidad contendrá, como mínimo, las siguientes condiciones:
a) Las características del proveedor del servicio y las especificaciones técnicas de sus instalaciones.
b) El punto de acceso a las redes, en el cual el proveedor ofrecerá este servicio.
c) La potencias contratadas en cada uno de los períodos tarifarios a efectos de la aplicación de la tarifa de acceso.
d) La potencias de consumo (Pf) para cada período tarifario, de acuerdo con lo establecido en el apartado 3 del punto ii) del artículo 4.
e) Los tipos de reducción de potencia autorizados.
f) Las potencias residuales máximas demandables por el proveedor del servicio, durante una orden de reducción de potencia para cada uno de los tipos de reducción de potencia que tenga autorizados (Pmax i).
g) En su caso, las condiciones específicas que apliquen a cada tipo de consumidor, según se establece en el artículo 12.1.
5. En todo caso la validez de la autorización administrativa para la prestación del servicio quedará condicionada a la presentación, en el plazo máximo de 10 días, ante la Dirección General de Política Energética y Minas de la certificación provisional emitida por el Operador del Sistema correspondiente a la disponibilidad, a 31 de octubre del año en que se realice la solicitud, de los siguientes equipos y aparatos:
a) Equipos de medida, control y comunicaciones necesarios para la prestación del servicio de interrumpibilidad, con las especificaciones técnicas y funcionales que establezca la Dirección General de Política Energética y Minas.
b) Relé de deslastre por subfrecuencia instalado en el punto de suministro cuyo ajuste será establecido por el Operador del Sistema de forma que el conjunto de consumidores que ofrecen el servicio de interrumpibilidad, constituyan un escalón de deslastre anterior al establecido para el resto de los consumidores.
Se establece un período de dos meses para la realización de las inspecciones que den lugar a la certificación definitiva.»
Seis. Se modifican los apartados 2 y 3 el artículo 12, cuyo tenor será el que sigue:
«2. La solicitud al Operador del Sistema para la formalización del contrato tendrá lugar una vez obtenida la autorización administrativa y el Operador del sistema procederá a su formalización en el plazo máximo de 10 días hábiles desde que el consumidor presente la autorización al citado operador.
En todo caso, el contrato formalizado deberá tener una vigencia para el periodo comprendido entre el 1 de noviembre del año en curso y el 31 de octubre del año siguiente.
3. Una vez incorporado al servicio, el consumidor autorizado comenzará a prestar su servicio el día 1 de noviembre de dicho año.
El contrato tendrá una vigencia de un año y se considerará prorrogado por iguales períodos si el consumidor no comunica fehacientemente por escrito al Operador del Sistema su voluntad de resolverlo, con un preaviso mínimo de dos meses a la fecha de su finalización y siempre que el operador del sistema haya comprobado que el consumidor sigue cumpliendo los requisitos. Una vez resuelto el contrato, el Operador del Sistema lo comunicará, en el plazo máximo de 10 días, a la Dirección General de Política Energética y Minas.»
Siete. Se elimina el apartado del artículo 12.
Ocho. Se modifica el artículo 13, que queda redactado como sigue:
Las modificaciones de alguna de las condiciones establecidas en la autorización para la prestación del servicio durante la temporada eléctrica, necesitará ser autorizada por la Dirección General de Política energética y Minas, quien podrá solicitar previamente informe al Operador del Sistema. La emisión del referido informe, en los casos en que sea solicitado, se regirá por lo dispuesto en el artículo 10.
En estos casos la Dirección General de Política Energética y Minas establecerá, cuando proceda, las condiciones de adaptación de la retribución correspondiente a la temporada eléctrica en que se produzca.
En el caso de modificaciones de las condiciones de prestación del servicio que coincidan con el inicio de una nueva temporada eléctrica, se estará a lo dispuesto en el artículo 10, debiendo solicitar los consumidores informe al Operador del Sistema en los plazos y condiciones establecidos.
Una vez autorizadas las modificaciones el Operador del Sistema formalizará los cambios en el contrato con el proveedor del servicio.»
Nueve. Se modifica el artículo 14, que queda redactado del modo siguiente:
1. Se consideran como causas de resolución del contrato o de sus prórrogas las siguientes:
a) Cuando el proveedor del servicio comunique al Operador del Sistema su intención de resolver el contrato antes de su finalización o de no prorrogarlo, incumpliendo lo dispuesto en el artículo 12.3.
b) Que el proveedor del servicio cese en su actividad.
c) En cualquiera de las siguientes situaciones:
1.º Se modifiquen sustancialmente las condiciones consideradas para la emisión de informe de idoneidad y las previsiones de los programas de consumo, de forma que la prestación del servicio no resulte efectiva, no derive un beneficio para el sistema eléctrico o pueda resultar perjuicio para terceros.
2.º Se hayan producido incumplimientos en la aplicación de una orden de reducción de potencia, según lo establecido en los artículos 7 y 8 de esta orden.
3.º Se hayan incumplido los requisitos y condiciones para la prestación del servicio de interrumpibilidad establecidos en la presente orden o previstos en la autorización administrativa.
4.º Exista un funcionamiento incorrecto del sistema de medida, control y comunicaciones, correspondiente al consumidor autorizado, que impida, de forma reiterada, la verificación por parte del Operador del Sistema del cumplimiento de la prestación del servicio.
5.º Se hayan incumplido las obligaciones de suministro de información al Operador del Sistema y a la Dirección General de Política Energética y Minas.
6.º Se haya incumplido las obligaciones de pago al Operador del Sistema debidas a penalizaciones o a refacturaciones.
2. La resolución del contrato o de sus prórrogas, por parte del proveedor del servicio, durante su período de vigencia, conllevará la liquidación correspondiente por la prestación del servicio desde la fecha de vigencia del contrato o de su prórroga así como el pago de las penalizaciones a que estuviera obligado el proveedor del servicio.
En estos casos, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá eximir total o parcialmente de la liquidación correspondiente al proveedor del servicio por motivos excepcionales debidamente justificados.
3. La resolución del contrato de prestación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad o de sus prórrogas podrá instarse por el Operador del sistema o por la Dirección General de Política Energética y Minas. En caso de que sea instado por el operador del sistema, éste deberá informar a la Dirección General de Política Energética y Minas en el plazo de 10 días.
La resolución del contrato o de sus prórrogas conllevará la liquidación correspondiente de las cantidades percibidas por la prestación del servicio percibida durante la vigencia del contrato o de su prórroga, así como el pago de las penalizaciones a que estuviera obligado el proveedor del servicio.»
Diez. Se modifica el artículo 15, que queda redactado de la siguiente manera:
1. Corresponderá al Operador del Sistema, la liquidación tanto de la retribución del servicio de interrumpibilidad que preste cada uno de sus proveedores como de las penalizaciones que en su caso se apliquen a cada uno de ellos, de acuerdo con lo establecido en los apartados siguientes.
2. El esquema de liquidaciones será el siguiente:
2.1 Liquidaciones mensuales: Mensualmente, el Operador del Sistema efectuará una liquidación provisional a cuenta de la liquidación anual definitiva, tanto de la retribución del servicio de interrumpibilidad como de las penalizaciones que en su caso se apliquen, que se calculará de la forma siguiente:
2.1.1 Liquidaciones de la retribución del servicio de interrumpibilidad: El Operador del Sistema calculará mensualmente para cada consumidor el descuento porcentual (DI) calculado con arreglo a la fórmula establecida en el artículo 6. Para el cálculo del parámetro H, se utilizará la energía realmente suministrada desde el comienzo del período anual hasta el último día del mes considerado, dividida por el número de meses del período anual transcurrido y multiplicada por 12.
El descuento porcentual (DI) así calculado se aplicará sobre la facturación equivalente por energía activa del mismo período transcurrido (FE). A este valor se le deducirá el calculado de la misma forma para el mes anterior. Esta diferencia será la retribución del servicio de interrumpibilidad prestado por cada proveedor en el mes correspondiente.
Antes del día 25 de cada mes, el Operador del Sistema comunicará, mensualmente, a la Comisión Nacional de Energía la retribución del servicio de interrumpibilidad del conjunto de proveedores de este servicio correspondiente al mes anterior, así como la información utilizada para su cálculo, con objeto de que dicha retribución sea liquidada en la forma establecida en el segundo párrafo del apartado 1 del presente artículo.
2.1.2 Liquidación de las penalizaciones aplicadas: El operador del sistema calculará mensualmente para cada consumidor el importe de las penalizaciones que en su caso le corresponda en aplicación de los eventuales incumplimientos en que incurriera conforme a lo establecido en los artículos 7 y 8 de esta orden.
Antes del día 25 de cada mes, el Operador del Sistema comunicará a la Comisión Nacional de Energía el importe de las penalizaciones calculadas para el conjunto de proveedores de este servicio correspondientes al segundo mes anterior que ya hayan sido satisfechas por éstos al operador del sistema, con objeto de que dicho importe sea liquidado en el procedimiento de liquidación de costes regulados como un ingreso liquidable del operador del sistema.
Los importes de las penalizaciones correspondientes a un determinado mes que no hayan sido satisfechos por los proveedores del servicio al Operador del Sistema serán comunicados por éste a la Comisión Nacional de Energía, una vez que se haga efectivo el pago, antes del día 25 del mes siguiente al mes en el que se ha efectuado dicho pago.
De esta forma, el importe del ingreso liquidable correspondiente a un determinado mes m que el operador del sistema debe comunicar a la Comisión Nacional de Energía antes del día 25 del mes m+2 será la suma de las penalizaciones calculadas y pagadas correspondientes al mes m, más las penalizaciones correspondientes a meses anteriores al mes m satisfechas por los proveedores del servicio al operador del sistema en el mes m.
2.2 Liquidación anual definitiva: La liquidación definitiva tanto de la retribución del servicio de interrumpibilidad como de las penalizaciones aplicadas, tendrá carácter anual y comprenderá el periodo desde el día 1 de noviembre del año n hasta el día 31 de octubre del año “n+1”.
La Comisión Nacional de Energía, en el plazo máximo de un año a contar desde el día 1 de noviembre del año “n+1” y en base a la información suministrada por el Operador del Sistema, comprobará cada una de las facturaciones correspondientes a la retribución del servicio prestado por los consumidores así como de las penalizaciones aplicadas a cada uno de ellos a los efectos de proponer a la Dirección General de Política Energética y Minas la aprobación de la liquidación definitiva a cada proveedor.
Las eventuales diferencias entre el importe de la liquidación definitiva de cada proveedor aprobada por la Dirección General de Política Energética y Minas y los importes de la retribución y penalizaciones liquidados al mismo por el operador del sistema serán comunicados a la Comisión Nacional de Energía para su liquidación y facturados por éste aplicando el procedimiento genérico de comunicación y liquidación que se describe en la presente orden.
2.3 Liquidaciones anuales finales: Las resoluciones de contrato cuya liquidación no se haya incluido en la liquidación definitiva anual darán lugar a una liquidación anual excepcional del proveedor afectado en el plazo máximo de seis meses desde la resolución.»
Once. Se modifica el artículo 19, que queda redactado como sigue:
1. Los proveedores y el Operador del Sistema deberán remitir a la Dirección General de Política Energética y Minas cualquier información sobre consumos eléctricos, facturación o condiciones del contrato que ésta les solicite.
Asimismo los consumidores proveedores deberán facilitar al Operador del Sistema la información necesaria para poder efectuar la aplicación, seguimiento, control y facturación de este servicio. Entre otra información, deberán proceder al envío de las previsiones de consumo actualizadas con la periodicidad que se determine. El Operador del Sistema deberá preservar el carácter confidencial de la información de que tenga conocimiento en el desempeño de esta actividad.
La no remisión de la información solicitada podrá ser causa de resolución del contrato, en los términos contemplados en el artículo 14 de la presente orden.
2. El Operador del Sistema remitirá un informe mensual a la Dirección General de Política Energética y Minas, quien podrá solicitar su presentación en un formato determinado, en el que conste el resultado del seguimiento sobre el funcionamiento y aplicación del servicio y de las órdenes de reducción de potencia para el mes correspondiente, donde se reflejará la siguiente información referida tanto al conjunto del sistema como a cada proveedor del servicio:
a) Situación contractual de los proveedores del servicio.
b) Recurso interrumpible del conjunto del proveedores.
c) Grado de adecuación de las potencias demandadas por periodo tarifario a los requisitos exigidos para la prestación del servicio.
d) Funcionamiento del Sistema de Medida, Control y Comunicaciones.
e) Cumplimiento de las ordenes de reducción de potencia, incluyendo número de órdenes emitidas, órdenes ejecutadas y órdenes incumplidas, así como las órdenes no cursadas por ineficaces y la fracción de tiempo de indisponibilidad en las comunicaciones.
f) Cumplimiento de las obligaciones de información de los proveedores al Operador del Sistema.
g) Retribución de cada proveedor.
h) Situación de las obligaciones de pago de los proveedores.
Asimismo, antes del 30 de noviembre de cada año, remitirá un informe anual a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía sobre el funcionamiento y aplicación de este servicio, que recogerá para toda la temporada eléctrica a que se refiera las informaciones señaladas. El informe deberá contener el grado de adecuación de la potencia interrumpible disponible, resultado de los contratos de gestión de la demanda firmados y la potencia interrumpible necesaria para el sistema desagregada por zonas y el análisis económico del coste de este servicio para el sistema.
3. El Operador del Sistema comunicará a la Dirección General de Política Energética y Minas las órdenes de reducción de potencia emitidas en el plazo máximo de 2 horas desde su emisión.
4. El Operador del Sistema comunicará a la Comisión Nacional de Energía la información necesaria para efectuar las liquidaciones conforme se establece en el artículo 15, incluyendo en su caso las penalizaciones por incumplimiento.
5. El Operador del Sistema deberá remitir antes del 30 de noviembre de cada año a la Dirección General de Política Energética y Minas y la Comisión Nacional de Energía la información siguiente relativa a los contratos en vigor para el periodo comprendido entre el 1 de noviembre del año en curso y el 31 de octubre del año siguiente:
a) Proveedores con contrato formalizado para la prestación del servicio en la temporada eléctrica que comienza el 1 de noviembre del año en curso.
b) Potencia máxima residual demandada por el consumidor durante una orden de interrupción.
c) Modalidad de interrupción a las que están acogidos.
d) Previsión de potencia media demandada por periodo tarifario para los siguientes doce meses.
6. Los distribuidores, comercializadores y proveedores remitirán al Operador del Sistema la información necesaria para la liquidación y facturación del servicio, de acuerdo a lo establecido en el procedimiento de operación correspondiente.»
Doce. Se modifica la disposición adicional primera, que queda redactada como sigue:
1. La Dirección General de Política Energética y Minas podrá autorizar condiciones específicas y requisitos de aplicación de la presente orden a los consumidores en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.
A estos efectos, el operador del sistema enviará antes del 1 de julio de cada año los valores adaptados para cada uno de estos sistemas eléctricos de la potencia a interrumpir en cada uno de los periodos horarios y para cada una de las órdenes de reducción de potencia a que se refiere el artículo 9 de la presente orden, con el fin de valorar el cumplimiento por parte de los solicitantes de los valores mínimos que resulten para cada uno de los sistemas en los que se ubican.
2. En el ámbito de aplicación de esta orden, para los sistemas insulares y extrapeninsulares las referencias acerca de la adquisición de energía en el mercado de producción deben entenderse como la participación en el despacho técnico de energía, de acuerdo con las condiciones y requisitos del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.»
Trece. Se añade una disposición adicional quinta, con la siguiente redacción:
Se habilita al operador del sistema a realizar las pruebas de carácter experimental que considere estrictamente necesarias con el fin de evaluar el funcionamiento de nuevos servicios de comunicaciones del sistema de comunicación, ejecución y control del servicio de interrumpibilidad.
A estos efectos, el operador del sistema enviará a la Dirección General de Política Energética y Minas el listado de cada uno de los proveedores del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad con contrato en vigor a los que esté previsto realizar dichas pruebas, y procederá a informar a dicha Dirección General sobre cada una de las pruebas que se realicen.
Durante la realización de cada una de las pruebas, el Operador del Sistema podrá utilizar para la notificación de una orden de reducción de potencia, su cambio o anulación, los siguientes medios alternativos de comunicación, distintos del Protocolo de Comunicación:
a) Fax. El proveedor del servicio indicará al Operador del Sistema un número de fax específico para este propósito.
b) Correo electrónico. El proveedor del servicio indicará al Operador del Sistema una o varias direcciones de correo electrónico específicas para este propósito.
c) Teléfono móvil: El proveedor del servicio indicará al Operador del Sistema uno o varios números de teléfono móvil para este propósito.
El Operador del Sistema utilizará todos los medios alternativos de comunicación de los que disponga con cada proveedor del servicio, siempre que ello sea viable durante la operación en tiempo real.»
Esta orden entrará en vigor el día 1 de julio de 2010.
Madrid, 28 de junio de 2010.–El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, Miguel Sebastián Gascón
Los precios de los términos de potencia y términos de energía, activa y coeficientes de las tarifas de acceso aplicables a los suministros efectuados a tensiones no superiores a 1 kV y con potencia contratada menor o igual a 10 kW denominadas 2.0A (sin discriminación horaria) y 2.0DHA (con discriminación horaria), definidas en el capítulo VI 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 último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica, serán los que figuran a continuación:
1. Término de facturación de potencia:
TPA: 16,633129 €/kW y año.
2. Término de facturación de energía activa a aplicar a la tarifa:
TEA: 0,055479 €/kWh.
3. Coeficiente de discriminación a aplicar a la tarifa 2.0DHA:
Cp1 = 1,3.
Cp2 = 0,2.
1. A partir de 1 de abril de 2010:
1. Tarifas y primas para las instalaciones de los subgrupos a.1.1 y a.1.2 y del grupo c.2 del artículo 2 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.
|
Grupo |
Subgrupo |
Combustible |
Potencia |
Tarifa regulada |
Prima de referencia |
|---|---|---|---|---|---|
|
a.1 |
a.1.1 |
P ≤ 0,5 MW |
13,2248 |
– |
|
|
0,5 <P ≤ 1 MW |
10,8522 |
– |
|||
|
1 < P ≤ 10 MW |
8,5063 |
3,5618 |
|||
|
10 < P ≤ 25 MW |
8,0583 |
2,9327 |
|||
|
25 < P ≤ 50 MW |
7,6330 |
2,6067 |
|||
|
a.1.2 |
|
P ≤ 0,5 MW |
15,0212 |
– |
|
|
Gasóleo / GLP. |
0,5 < P ≤ 1 MW |
12,7833 |
– |
||
|
1 < P ≤ 10 MW |
10,7679 |
5,7261 |
|||
|
10 < P ≤ 25 MW |
10,4457 |
5,2198 |
|||
|
25 < P ≤ 50 MW |
10,0540 |
4,7629 |
|||
|
Fuel. |
0,5 < P ≤ 1 MW |
11,7778 |
– |
||
|
1 < P ≤ 10 MW |
9,8578 |
4,8047 |
|||
|
10 < P ≤ 25 MW |
9,5267 |
4,2886 |
|||
|
25 < P ≤ 50 MW |
9,1309 |
3,8418 |
|||
|
c.2 |
|
|
|
6,0216 |
3,0723 |
2. Tarifas para las instalaciones acogidas a la disposición transitoria segunda del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.
|
Combustible |
Potencia |
Propuesta Tarifa regulada por tipo de Instalación (c€/kWh) |
|||
|---|---|---|---|---|---|
|
Tratamiento y reducción de purines de explotaciones de porcino |
Tratamiento y reducción de lodos derivados de la producción de aceite de oliva |
Tratamiento y reducción de otros lodos |
Tratamiento y reducción de otros residuos |
||
|
Gas Natural. |
P ≤ 0,5 MW |
11,5221 |
10,2701 |
5,8873 |
5,0527 |
|
0,5 < P ≤ 1 MW |
11,5222 |
10,2700 |
5,8874 |
5,0527 |
|
|
1< P ≤ 10 MW |
11,5585 |
10,3025 |
5,9059 |
5,0685 |
|
|
10 < P ≤ 25 MW |
11,5637 |
10,3071 |
5,9087 |
5,0709 |
|
|
25 < P ≤ 50 MW |
11,5708 |
10,3131 |
5,9123 |
5,0740 |
|
|
Gasóleo / GLP. |
P ≤ 0,5 MW |
11,8565 |
10,5679 |
6,0583 |
5,1991 |
|
0,5 < P ≤ 1 MW |
11,8565 |
10,5681 |
6,0583 |
5,1992 |
|
|
1 < P ≤ 10 MW |
11,7784 |
10,4984 |
6,0182 |
5,1651 |
|
|
10 < P ≤ 25 MW |
11,7570 |
10,4795 |
6,0075 |
5,1556 |
|
|
25 < P ≤ 50 MW |
11,7315 |
10,4566 |
5,9945 |
5,1444 |
|
|
Fuel. |
P ≤ 0,5 MW |
11,8565 |
10,5679 |
6,0583 |
5,1991 |
|
0,5 < P ≤ 1 MW |
11,8682 |
10,5784 |
6,0641 |
5,2044 |
|
|
1 < P ≤ 10 MW |
11,8047 |
10,5218 |
6,0317 |
5,1763 |
|
|
10 < P ≤ 25 MW |
11,7848 |
10,5042 |
6,0216 |
5,1677 |
|
|
25 < P ≤ 50 MW |
11,7526 |
10,4754 |
6,0051 |
5,1535 |
|
2. A partir de 1 de julio de 2010:
1. Tarifas y primas para las instalaciones de los subgrupos a.1.1 y a.1.2 y del grupo c.2 del artículo 2 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.
|
Grupo |
Subgrupo |
Combustible |
Potencia |
Tarifa regulada |
Prima de referencia |
|---|---|---|---|---|---|
|
a.1 |
a.1.1 |
P ≤ 0,5 MW |
13,8209 |
– |
|
|
0,5 < P ≤ 1 MW |
11,3413 |
– |
|||
|
1 < P ≤ 10 MW |
8,9636 |
3,7532 |
|||
|
10 < P ≤ 25 MW |
8,5031 |
3,0946 |
|||
|
25 < P ≤ 50 MW |
8,0712 |
2,7564 |
|||
|
a.1.2 |
|
P ≤ 0,5 MW |
15,7104 |
– |
|
|
Gasóleo / GLP. |
0,5 < P ≤ 1 MW |
13,3698 |
– |
||
|
1 < P ≤ 10 MW |
11,3478 |
6,0345 |
|||
|
10 < P ≤ 25 MW |
11,0236 |
5,5086 |
|||
|
25 < P ≤ 50 MW |
10,6259 |
5,0338 |
|||
|
Fuel. |
0,5 < P ≤ 1 MW |
12,2873 |
– |
||
|
1 < P ≤ 10 MW |
10,3684 |
5,0536 |
|||
|
10 < P ≤ 25 MW |
10,0349 |
4,5174 |
|||
|
25 < P ≤ 50 MW |
9,6387 |
4,0554 |
|||
|
c.2 |
|
|
|
6,3428 |
3,2362 |
2. Tarifas para las instalaciones acogidas a la disposición transitoria segunda del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.
|
Combustible |
Potencia |
Propuesta Tarifa regulada por tipo de Instalación (c€/kWh) |
|||
|---|---|---|---|---|---|
|
Tratamiento y reducción de purines de explotaciones de porcino |
Tratamiento y reducción de lodos derivados de la producción de aceite de oliva |
Tratamiento y reducción de otros lodos |
Tratamiento y reducción de otros residuos |
||
|
Gas Natural. |
P ≤ 0,5 MW |
12,0415 |
10,7330 |
6,1527 |
5,2804 |
|
0,5 < P ≤ 1 MW |
12,0415 |
10,7329 |
6,1528 |
5,2804 |
|
|
1 < P ≤ 10 MW |
12,1798 |
10,8563 |
6,2234 |
5,3410 |
|
|
10 < P ≤ 25 MW |
12,2021 |
10,8762 |
6,2348 |
5,3508 |
|
|
25 < P ≤ 50 MW |
12,2351 |
10,9053 |
6,2518 |
5,3653 |
|
|
Gasóleo / GLP. |
P ≤ 0,5 MW |
12,4005 |
11,0528 |
6,3362 |
5,4376 |
|
0,5 < P ≤ 1 MW |
12,4005 |
11,0529 |
6,3363 |
5,4377 |
|
|
1 < P ≤ 10 MW |
12,4127 |
11,0638 |
6,3423 |
5,4433 |
|
|
10 < P ≤ 25 MW |
12,4074 |
11,0592 |
6,3398 |
5,4408 |
|
|
25 < P ≤ 50 MW |
12,3988 |
11,0514 |
6,3355 |
5,4371 |
|
|
Fuel. |
P ≤ 0,5 MW |
12,4005 |
11,0528 |
6,3362 |
5,4376 |
|
0,5 < P ≤ 1 MW |
12,3816 |
11,0360 |
6,3265 |
5,4295 |
|
|
1 < P ≤ 10 MW |
12,4162 |
11,0668 |
6,3441 |
5,4445 |
|
|
10 < P ≤ 25 MW |
12,4135 |
11,0645 |
6,3428 |
5,4434 |
|
|
25 < P ≤ 50 MW |
12,4061 |
11,0579 |
6,3391 |
5,4401 |
|
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