LegalizeOrden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares
Norma derogada por la disposición derogatoria única.b) del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio. Ref. BOE-A-2015-8646.
El Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, adapta los principios de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, a las peculiaridades de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (en adelante, SEIE), con el triple objetivo de garantizar el suministro de energía eléctrica y su calidad para que se realice con el menor coste y con las menores singularidades posibles.
Con este fin, el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, regula el marco de actuación de las distintas actividades destinadas al suministro eléctrico, consistentes en su generación, transporte, distribución y comercialización así como la gestión económica y técnica de cada uno de los sistemas eléctricos aislados que conforman los SEIE.
En relación con la generación, los factores diferenciales de los SEIE aconsejan no instaurar un mercado de ofertas similar al del sistema peninsular por lo que se introduce un mecanismo de despacho de las unidades de producción del régimen ordinario por orden de mérito económico y una retribución de las mismas que contempla el mayor coste del desarrollo de esta actividad como consecuencia del mayor nivel de reserva que es necesario mantener en los sistemas aislados y del sobrecoste de las tecnologías específicas utilizadas.
El Operador del Sistema realizará el despacho económico de las unidades de producción en cada sistema, sobre la base de costes variables declarados y verificados por dicho Operador, costes variables que integran tanto el valor de los consumos de combustibles realizados como aquellos otros costes de naturaleza variable.
Por ello en el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, se desarrolla un marco regulatorio específico para los territorios de las Comunidades Autónomas de Illes Balears y Canarias y de las Ciudades de Ceuta y Melilla, que excluye la aplicación del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de la energía eléctrica. No obstante, se asignan al Operador del Mercado las funciones de publicación de precios, liquidación de la energía y el régimen de garantías.
Asimismo, se habilita para participar en el despacho económico de la generación a los grupos del régimen especial que cumplan los mismos requisitos exigidos a los grupos del régimen especial en la península para ofertar en el mercado de producción, estableciendo para ellos una remuneración por dicha participación igual a la retribución media de los grupos del régimen ordinario que intervienen en el despacho, sin perjuicio de la posterior liquidación complementaria para equiparar su retribución final a la de sus grupos homólogos en la península.
Como contrapartida al sistema de despacho económico y retribución de la generación, en el lado de la demanda se establece un mecanismo de compatibilidad económica para los compradores de energía que evite su discriminación respecto a sus homólogos del sistema peninsular.
De acuerdo con el artículo 6.5 del citado Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, esta orden desarrolla el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados en los sistemas eléctricos extrapeninsulares e insulares.
Este método de cálculo ha de permitir la determinación del coste de los combustibles a considerar en la elaboración anual de la tarifa eléctrica, así como para su integración posterior con el resto de costes en el procedimiento de liquidaciones de las actividades reguladas posterior al despacho económico de los generadores.
La prima de funcionamiento de cada grupo generador insular y extrapeninsular se establecerá anualmente por el Ministro de Industria, Turismo y Comercio, según las tecnologías existentes, sobre la base de una previsión del coste de combustibles. Dicha prima se utilizará para el cálculo del coste de generación extrapeninsular que se integra en la tarifa.
Dicha retribución debe ser función directa de unos valores unitarios definidos para cada tecnología del parque insular y extrapeninsular que recojan, con criterios objetivos, todos los costes variables que, para las diferentes tecnologías, se produzcan.
Además, la presente orden desarrolla el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, en virtud de lo establecido en el artículo 18.5 del mismo, en el que se dispone que el Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, aprobará el procedimiento de despacho y liquidación de la energía para estos sistemas.
El procedimiento por una parte establece los criterios básicos para llevar a cabo el despacho económico, de acuerdo con los conceptos que integran el coste variable declarado de generación y el proceso de cálculo de los mismos, de tal manera que resulte un sistema objetivo que favorezca una gestión eficiente.
La necesidad de que este despacho de generación se realice de acuerdo con criterios económicos requiere que se contemplen la totalidad de los costes variables de las instalaciones de generación de estos sistemas de tal forma que dichos costes sean coherentes con el esquema retributivo que se establece en el citado Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, para la generación, garantizando la máxima eficiencia y la menor incidencia en la calidad de suministro.
Por tanto los costes variables que se consideran a la hora de calcular el coste de combustible incluyen tanto el valor de los consumos como el resto de costes variables, dando lugar a cinco conceptos de coste diferenciados: El coste variable de funcionamiento, el coste de arranque, que incluye además del coste asociado al consumo de combustible el resto de costes variables de operación y mantenimiento derivados de los arranques, el coste variable de operación y mantenimiento por funcionamiento, el coste de reserva caliente y el coste de la banda de regulación.
Asimismo se establece en esta orden el procedimiento de liquidación de la energía contemplando las condiciones específicas del despacho económico de la generación y de la compra de la energía señaladas anteriormente, estableciendo una metodología de liquidación con periodicidad mensual y una frecuencia de cálculo de las mismas que permita que en todo momento los agentes dispongan de una liquidación económica de sus energías vendidas y compradas lo más cercana posible a la realidad física del suministro o adquisición de las mismas.
Además, se determina la información que el operador del sistema deberá poner periódicamente a disposición del operador del mercado para que éste realice las misiones que se le encomiendan en el artículo 5.1 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, así como la información que el operador del sistema y el operador del mercado deben poner a disposición de la Comisión Nacional de Energía para las liquidaciones complementarias a realizar por ésta, de acuerdo con lo establecido en el artículo 18 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.
Finalmente en la presente orden se desarrolla el sistema de cargos y abonos necesarios para la materialización de los cobros y pagos resultantes del procedimiento de liquidación de energía.
La orden que se aprueba ha sido previamente informada por la Comisión Nacional de Energía, considerándose sustanciado el trámite de audiencia a los interesados a través de los miembros de su Consejo Consultivo de Electricidad.
En su virtud, previo acuerdo con las Comunidades Autónomas y Ciudades afectadas,
DISPONGO:
CAPÍTULO I. Objeto y ámbito de aplicación
Artículo 1. Objeto.
Constituye el objeto de esta orden la determinación del método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados por los grupos de generación en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (en adelante SEIE) y el procedimiento de despacho económico y liquidación de la energía en estos sistemas, todo ello de acuerdo con lo establecido en los artículos 6.5 y 18.5 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.
Artículo 2. Ámbito de aplicación.
Esta orden es de aplicación a los siguientes sujetos definidos en el artículo 9 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, instalados en los SEIE:
El Operador del Sistema (Red Eléctrica de España, S.A.).
El Operador del Mercado (Operador del Mercado Ibérico de Energía- Polo Español, S.A.).
Los productores de energía eléctrica en régimen ordinario de los SEIE, entendiéndose como tales aquellos titulares de instalaciones de producción de energía eléctrica que estén inscritas en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.
Los productores de energía eléctrica en régimen especial de los SEIE que participen en el despacho de la energía gestionado por el operador del sistema de acuerdo con lo establecido en el artículo 9 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.
Los distribuidores de energía eléctrica de los SEIE que se encuentren inscritos en el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados definido en el artículo 182 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica .
Los comercializadores de energía eléctrica que cumplan con los requisitos establecidos en el artículo 16 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre.
Además lo dispuesto en esta orden es de aplicación a los consumidores de energía eléctrica de los SEIE que opten por adquirir la energía directamente en el despacho y cumplan con los requisitos establecidos en el artículo 17 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, y a la Comisión Nacional de Energía.
Artículo 3. Definición de los sistemas aislados de los diferentes SEIE.
Los sistemas eléctricos aislados que conforman los SEIE de las Comunidades Autónomas de Illes Balears y Canarias, así como las Ciudades de Ceuta y Melilla, son los siguientes:
CAPÍTULO II. Procedimiento de despacho de la generación y determinación del coste horario de las instalaciones de generación de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares
Artículo 4. Procedimiento de despacho de la generación.
El despacho de la generación para cada uno de los sistemas aislados de los SEIE se llevará a cabo por el Operador del Sistema mediante la minimización del coste variable de producción utilizando un modelo adecuado que cumpla los requisitos establecidos en el artículo 4 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, de tal forma que se efectúe la cobertura de la demanda con los recursos de generación disponibles en cada sistema eléctrico, de acuerdo con el orden de mérito económico y las limitaciones que impongan las restricciones de red o medioambientales.
A estos efectos, la Dirección General de Política Energética y Minas, establecerá anualmente, con carácter previo y a propuesta de la Comisión Nacional de Energía, los objetivos mínimos de eficiencia y calidad en cada SEIE.
Dichos objetivos serán referencias básicas en la explotación real para el operador del sistema. Las desviaciones relativas derivadas de la explotación real respecto a los objetivos fijados en cada SEIE, exceptuando aquellas derivadas de circunstancias excepcionales y sobrevenidas, podrán ser consideradas en la retribución del operador del sistema.
El modelo de despacho deberá cumplir los siguientes requisitos mínimos:
3.1 Programación semanal y diaria:
El despacho económico se iniciará en una programación semanal para todos los sistemas eléctricos que componen los SEIE, redefinida en programaciones diarias con las excepciones que se puedan establecer en los procedimientos de operación, y serán debidamente comunicadas a los agentes implicados.
Sin perjuicio de su desarrollo en el Procedimiento de Operación correspondiente, el despacho de generación se realizará partiendo de los parámetros técnicos aprobados para cada grupo generador de régimen ordinario, particularmente los siguientes:
Potencia neta máxima y mínimo técnico.
Rampas de subida y bajada de potencia.
Tiempos y costes de arranque.
Costes variables de funcionamiento según el nivel de carga (combustible y otros costes variables de operación y mantenimiento).
Capacidad de contribución a la potencia rodante de regulación.
En el caso de los sistemas de turbinación-bombeo se considerará la información siguiente:
Potencia efectiva neta y mínimo técnico para los grupos de turbinación-bombeo.
Rampas de subida y bajada de potencia para los grupos de turbinación-bombeo.
Tiempos de arranque, tanto para los grupos de turbinación como para los de bombeo.
Capacidad de contribución a la potencia rodante de regulación primaria, secundaria y terciaria, tanto para los grupos de turbinación como para los de bombeo.
Cotas y volúmenes almacenados en los embalses.
A ello el operador del sistema añadirá:
La información comunicada por los agentes de indisponibilidades o restricciones adicionales en el funcionamiento de los generadores.
Los programas horarios previstos y comunicados por los generadores de régimen especial. Red Eléctrica revisará los programas previstos y utilizará en el despacho la mejor previsión disponible, particularmente en la generación eólica.
La mejor previsión de demanda horaria del sistema disponible en el horizonte de decisión.
El proceso de despacho constará al menos de dos etapas:
1.ª Despacho inicial con criterio exclusivamente económico: En esta etapa la generación y reserva rodante de cada grupo generador, para cada una de las horas, es asignada como nudo único. Asimismo, tendrá en cuenta un mínimo de generación gestionable necesaria que proporcione la inercia, reservas de regulación y garantía de cobertura suficiente para la explotación del sistema eléctrico en condiciones de seguridad y estabilidad.
Se utilizará para ello un modelo de minimización de costes variables que tenga en cuenta las características de los datos de entrada antes citados.
Cuando el sistema eléctrico disponga de instalaciones de generación de origen renovable, se programará su funcionamiento buscando minimizar tanto el coste variable del despacho para el periodo de planificación estudiado como el vertido de energía.
En caso de existir equipo hidráulico con embalse, se incorporará como dato de entrada información proveniente del valor del agua en los embalses calculado en una optimización del sistema a más largo plazo.
En el cálculo de la cobertura de la curva de demanda, la generación prevista de origen renovable se colocará en base, sin consideración de coste, hasta el límite de integración que permita salvaguardar las condiciones de seguridad y calidad de suministro para el sistema eléctrico.
Cuando el sistema eléctrico disponga de sistemas de turbinación-bombeo, éstos se programarán sin consideración de costes para minimizar el vertido de energía. El bombeo se programará a partir de generación de origen térmico únicamente cuando se minimice el coste de explotación para el conjunto del sistema y no se produzca vertido instantáneo de energía producida en régimen especial o a partir de fuentes de energía renovables.
2.ª En una segunda etapa se analizarán las posibles restricciones impuestas por la red de transporte a esta situación base de cobertura, por violación de los límites impuestos en estado normal de funcionamiento a las variables de control del sistema, y ante las contingencias establecidas en el Procedimiento de Operación correspondiente.
Se procederá a un reajuste de la generación si fuera necesario, con criterios de seguridad y economía, identificando condiciones de funcionamiento obligadas de los grupos.
De igual modo, se habrá procedido a reajuste de generación si las restricciones de carácter medioambiental así lo impusieran.
3.2 Resolución de desvíos generación-consumo con horizonte intradiario y en tiempo real.
Los desvíos generación-consumo serán previstos por el Operador del Sistema dentro del propio día, con un horizonte superior a la hora. Estos desvíos podrán dar lugar a reajustes sobre la programación diaria, con los mismos criterios de despacho definidos en el apartado anterior, cuando el Operador del Sistema lo estime necesario, y con la debida comunicación a los agentes afectados.
Los desvíos en tiempo real, serán atendidos por el Operador del Sistema haciendo uso de las asignaciones de reserva de regulación (secundaria y terciaria).
3.3 Análisis de seguridad de la cobertura anual.
Además el Operador del Sistema analizará, con periodicidad al menos trimestral, la seguridad en la cobertura con un horizonte anual móvil.
El análisis de seguridad comprenderá dos aspectos:
⋯
La consulta de este documento no sustituye la lectura del Boletín Oficial del Estado correspondiente. No nos responsabilizamos de posibles incorrecciones producidas en la transcripción del original a este formato.