OrITC1559_10

ORDEN ITC/1559/2010, de 11 de junio, por la que se regulan diferentes aspectos de la normativa de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares

Art.1 - Art.2 - Art.3 - DA1 - DA2 - DT1 - DT2 - DDU - DF1 - DF2 - DF3 - Corrección errores

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 (SEIE) con el objetivo de garantizar el suministro de energía eléctrica y su calidad, para que se realice con el menor coste posible.

En su artículo 6.5, el citado Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, dispone que mediante orden ministerial se establecerá el método de cálculo de coste de cada uno de los combustibles utilizados en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

De acuerdo con lo anterior, la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el m√©todo de c√°lculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidaci√≥n de la energ√≠a en los sistemas el√©ctricos insulares y extrapeninsulares, aprueba el m√©todo de c√°lculo de coste para cada uno de estos combustibles en los SEIE, sin incluir entre ellos, sin embargo, el gas natural, dado que este √ļltimo no estaba disponible en la fecha de publicaci√≥n de dicha orden en ninguno de los SEIE.

No obstante, la puesta en marcha del gasoducto submarino península-Baleares va a permitir a determinados grupos de generación de estas islas utilizar gas natural, por lo que se hace necesario regular el método de cálculo de su precio.

Con este fin, y con fundamento en lo dispuesto por el artículo 7 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, en cuya virtud, en caso de que se utilizaran nuevos combustibles distintos de los contemplados por la propia orden, el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de las Comunidades Autónomas o Ciudades afectadas, aprobará el método de cálculo del precio correspondiente al nuevo combustible, la presente orden establece un procedimiento de cálculo del precio de combustible gas natural consumido por los grupos de generación en el sistema eléctrico insular balear.

El procedimiento para el c√°lculo del precio del combustible gas natural, se establece en funci√≥n del coste medio mensual de aprovisionamiento del gas natural licuado (GNL) en el mes de consumo, publicado por la Comisi√≥n Nacional de Energ√≠a en el ¬ęInforme Mensual de supervisi√≥n del mercado mayorista del gas¬Ľ considerando las mermas de regasificaci√≥n y transporte, el coste medio de los peajes de acceso, incluyendo el coste de almacenamiento subterr√°neo. Respecto al t√©rmino de conducci√≥n del peaje de transporte y distribuci√≥n, se reconoce la cantidad efectivamente abonada en dicho mes por el comercializador que suministre el gas a la instalaci√≥n en concepto de t√©rmino de conducci√≥n (fijo y variable) del peaje de transporte y distribuci√≥n.

Asimismo, para poder utilizar gas natural como combustible, es necesario realizar ciertos trabajos técnicos de reconversión de los grupos de generación, durante los cuales éstos deberán estar parados.

Teniendo en cuenta la reducción del coste de combustible que esto supone para el sistema eléctrico, y que esta indisponibilidad es causada por motivos ajenos a los titulares de los grupos, se considera adecuado que durante este tiempo sigan siendo retribuidos por el concepto de garantía de potencia.

Por otra parte, como consecuencia de las exigencias impuestas en las autorizaciones ambientales integradas emitidas por las autoridades competentes en la materia, determinadas instalaciones de generación de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, en concreto, de Canarias, que hasta la fecha venían consumiendo Fuel Oil BIA 1% (porcentaje de azufre del 1%), han de pasar a consumir en un breve plazo de tiempo Fuel Oil BIA con un contenido en azufre del 0,73%, combustible actualmente no recogido en la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo. En esta situación se encuentran grupos de las centrales de Gran Canaria (Jinámar), Tenerife (Candelaria), Lanzarote (Punta Grande) y Fuerteventura (Salinas).

Es necesario por tanto incluir este nuevo combustible, más caro por la mayor calidad (menor contenido de azufre), en el sistema de liquidaciones. Actualmente no existe una referencia específica en el mercado CIF. No obstante, sí existen cotizaciones FOB en el mercado europeo cuya diferencia refleja el diferencial derivado de la mayor calidad del combustible (son las cotizaciones FOB NWE del Fuel Oil 1% y del Fuel Oil 0,5/0,7%).

El diferencial entre ambas cotizaciones ser√≠a la prima a a√Īadir a la cotizaci√≥n internacional High CIF MED actualmente existente para el Fuel Oil BIA 1%. Los costes de log√≠stica ser√≠an los mismos que los del Fuel Oil BIA 1%.

El art√≠culo 6.2 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, establece para las empresas propietarias de los grupos de generaci√≥n la obligaci√≥n de realizar pruebas de rendimiento para la determinaci√≥n de los par√°metros aplicables a los costes variables. Estas pruebas responder√°n a un procedimiento √ļnico, por tipo de tecnolog√≠a, el cual ser√° aprobado pr√≥ximamente por la Direcci√≥n General de Pol√≠tica Energ√©tica y Minas.

Teniendo en cuenta que la realizaci√≥n de las pruebas implica una elevada disposici√≥n de medios materiales y humanos, as√≠ como separar temporalmente los grupos de generaci√≥n de la operaci√≥n del sistema, lo que en algunos de estos sistemas aislados es un asunto sensible desde el punto de vista de la seguridad del suministro; se considera m√°s adecuado no realizar las pruebas a todas las instalaciones, sino √ļnicamente a una muestra representativa de los grupos, previa autorizaci√≥n de la Direcci√≥n General de Pol√≠tica Energ√©tica y Minas.

Se establece, a su vez, que la informaci√≥n relativa a los par√°metros a‚Äô‚Äô, b‚Äô‚Äô y d ‚Äďcorrespondientes a los costes de arranque y a los costes de operaci√≥n y mantenimiento‚Äď, que no se obtiene de las pruebas t√©cnicas de rendimiento de los grupos dado su car√°cter puramente econ√≥mico, sea remitida directamente a la Direcci√≥n General de Pol√≠tica Energ√©tica y Minas para su aprobaci√≥n.

Para mayor claridad en la redacci√≥n de los anteriores aspectos, se deroga el art√≠culo¬†6.2 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, y se a√Īade un nuevo art√≠culo 6 bis, que comprende cuatro apartados, y en el que se puntualizan adem√°s algunos aspectos del proceso de realizaci√≥n de las pruebas de rendimiento. En √©l se establece asimismo la disponibilidad de las instalaciones a efectos de su retribuci√≥n por garant√≠a de potencia durante el tiempo en que se realicen las pruebas de rendimiento, considerando que √©sta es una obligaci√≥n ajena a los titulares de los grupos y que no va a afectarles a todos por igual.

Teniendo en cuenta que el procedimiento para realizar las pruebas de rendimiento no ha sido aprobado hasta la fecha, se introduce un nuevo plazo de dos a√Īos para realizar las mismas en las instalaciones existentes.

Los apartados 3.3 y 3.4 del art√≠culo 7 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el m√©todo de c√°lculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidaci√≥n de la energ√≠a en los sistemas el√©ctricos insulares y extrapeninsulares, establecen las referencias para la fijaci√≥n del precio del Fuel 1250¬Ľ Redwood, del Fuel Oil n.¬į 1 y del Diesel Oil consumidos en los SEIE, interviniendo para ello la cotizaci√≥n del Gasoil 0,2 por ciento en el mercado CIF Mediterr√°neo (G√©nova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan.

Mediante el Real Decreto 61/2006, de 31 de enero, por el que se determinan las especificaciones de gasolinas, gasóleos, fuelóleos y gases licuados del petróleo y se regula el uso de determinados biocarburantes, se introdujeron limitaciones, derivadas de las nuevas exigencias comunitarias, en el contenido de azufre del gasoil, lo que obligaba a que el gasoil a consumir por las instalaciones de generación de estos sistemas tenga un contenido de azufre del 0,1 por ciento.

Debido a la necesidad de utilizar Gasoil 0,1 por ciento, mediante la Orden ITC/1857/2008, de 26 de junio, por la que se revisan las tarifas el√©ctricas a partir del 1 de julio de 2008, se modific√≥ la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, para recoger este nuevo combustible. Al mismo tiempo, no se modificaron las referencias al Gasoil 0,2 por ciento incluidas en la determinaci√≥n de los precios del Fuel 1250¬Ľ Redwood, del Fuel Oil n.¬į 1 y del Diesel Oil, por mantenerse a√ļn la cotizaci√≥n del mismo en el Platts European Marketscan.

No obstante, y dado que en Europa ha dejado de consumirse, esta referencia ha dejado de ser líquida y desde enero de 2010 el Gasoil 0,2 por ciento ha dejado de cotizarse en el Platts European Marketscan. Por tanto, es necesario modificar todas las referencias del apartado 3 del artículo 7 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, que incluyeran para su determinación el Gasoil 0,2 por ciento, debiendo sustituirlas por el Gasoil 0,1 por ciento.

Por otra parte, la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, establece que la demanda de los SEIE paga el precio medio de la demanda peninsular, el cual incluye el coste medio de los desvíos de toda la demanda peninsular, por lo que toda la demanda en SEIE soporta coste por desvío, con independencia de que incurra en él o no.

Asimismo, la citada orden establece un coste financiero para los comercializadores que se desv√≠en, que supone un coste adicional al coste medio de desv√≠os impl√≠cito en el coste medio peninsular y ten√≠a sentido cuando el distribuidor actuaba como agente de cierre en la liquidaci√≥n sin medidas, situaci√≥n que ya no es de aplicaci√≥n con la entrada en vigor del comercializador de √ļltimo recurso.

Para resolver esta discriminación negativa para la demanda en SEIE en comparación con la demanda peninsular, se propone modificar la ITC/913/2006, de 30 de marzo, para aplicar a la demanda en SEIE el mismo mecanismo de coste de desvíos aplicado actualmente al régimen especial en los SEIE. El mecanismo consiste en eliminar la componente de coste de desvíos del precio medio peninsular y aplicar al valor absoluto del desvío de la demanda en SEIE el coste medio de desvíos de la demanda peninsular.

La Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, establece asimismo que el precio de adquisición del consumo de servicios auxiliares de las instalaciones de generación en los SEIE es el precio medio de la demanda peninsular, excluidos los pagos por capacidad, pero incluyendo los costes por los servicios de ajustes del sistema y el coste de la banda de secundaria. Las adquisiciones de servicios auxiliares en la península no soportan estos costes, por lo que se elimina esta discriminación modificando la citada orden para que el precio del consumo de servicios auxiliares del régimen ordinario y especial en los SEIE sea el precio del mercado diario.

Las modificaciones normativas relativas al traspaso de funciones del Operador del Mercado al Operador del Sistema en los SEIE asignadas por la Ley 17/2007, de 4 de julio, as√≠ como las novedades introducidas con la comercializaci√≥n de √ļltimo recurso y el cambio de la figura de los distribuidores, no han sido totalmente incorporadas a la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, hasta la fecha. Por este motivo se eliminan aspectos obsoletos y se actualizan las referencias a estos asuntos en la citada orden.

En este sentido, se puntualiza en el nuevo texto que la obligaci√≥n de pago por capacidad y por coste de desv√≠os definidas en los apartados cuarto y quinto del art√≠culo 12 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, no ser√° de aplicaci√≥n a los comercializadores de √ļltimo recurso por la energ√≠a el√©ctrica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de √ļltimo recurso, debido a que estos conceptos ya est√°n incluidos en el precio de adquisici√≥n de la energ√≠a que les aplica, regulado en la disposici√≥n adicional decimoquinta del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril.

Con el objeto de mejorar la comprensión para los participantes en los SEIE del artículo 11 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, se simplifica -sin introducir cambios en su contenido- su redacción, que aparecía con una formulación excesivamente compleja en comparación con la normativa peninsular.

Por √ļltimo, se modifica el art√≠culo 14 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, de forma que se tenga en cuenta la existencia de la producci√≥n del r√©gimen especial, ajust√°ndose a los c√°lculos que se vienen realizando para la Comisi√≥n Nacional de Energ√≠a.

Las medidas contenidas en esta orden suponen en su conjunto un ahorro en los costes de generación de los SEIE, ahorro que repercute directamente en la compensación de estos sistemas realizada a través de los Presupuestos Generales del Estado y los costes permanentes del sistema eléctrico que recogen las tarifas de acceso de los consumidores.

De acuerdo con lo prescrito en la disposición adicional undécima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, en fecha 20 de mayo de 2010, esta orden ha sido objeto de informe por la Comisión Nacional de Energía. Para la elaboración de este informe se han tenido en consideración las alegaciones formuladas en el trámite de audiencia efectuado a través del Consejo Consultivo de Electricidad.

Finalmente, la orden ha sido objeto de informe por la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, en su reunión de 10 de junio de 2010.

En su virtud, dispongo:

Artículo 1. Objeto.

Constituye el objeto de esta orden el establecimiento de un procedimiento de cálculo del precio de combustible gas natural consumido por los grupos de generación en el sistema eléctrico insular balear, el establecimiento de un procedimiento de cálculo del precio del Fuel Oil BIA 0,7-0,73 a efectos de la retribución de los grupos de generación del sistema eléctrico canario y la regulación de otros aspectos del régimen de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

Artículo 2. Establecimiento del precio del gas natural a efectos de la retribución de los grupos de generación del sistema eléctrico balear.

1. El valor prc(i,h,j) definido en el artículo 6 de la Orden 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, correspondiente a los grupos generadores del sistema eléctrico balear cuando utilicen gas natural, se calculará de acuerdo con la siguiente expresión:

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Donde:

prc(i,h,j): Precio del gas natural utilizado por el grupo i del sistema el√©ctrico aislado j en la hora h, expresado en ‚ā¨/Tm.

C: Coste mensual de combustible definido en el siguiente apartado, expresado en ‚ā¨.

PC: Poder calorífico del gas natural consumido por el grupo, aplicado en la facturación mensual, expresado en kWh/m3.

V: Volumen mensual del gas natural consumido, expresado en MWh.

ő°r: Densidad relativa del gas natural consumido por el grupo correspondiente en el periodo de facturaci√≥n y proporcionada por el Gestor T√©cnico del Sistema.

ő°aire: Densidad del aire de 1,2215 kg/m3, calculada seg√ļn la metodolog√≠a CIPM-1981/91, tomando una temperatura ambiente de 15¬ļ C, una humedad relativa del 50% y una presi√≥n relativa de 1013,25 hPa.

A los efectos del cálculo de pr(i,h,j) definido en el artículo 6 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, el valor de pci(i,h,j) será el dato medio mensual proporcionado por el Gestor Técnico del Sistema que corresponda al punto de entrega del grupo i del sistema eléctrico aislado j.

2. El coste mensual de combustible ¬ęC¬Ľ, expresado en ‚ā¨, para cada grupo generador de las islas Baleares alimentado por gas natural, ser√° el resultado de aplicar la siguiente f√≥rmula:

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Donde:

V: Volumen mensual del gas natural consumido, expresado en MWh.

Pm: Coste medio mensual de aprovisionamiento del gas natural licuado (GNL) en el mes de consumo, expresado en ‚ā¨/MWh, y publicado por la CNE en el ¬ęInforme Mensual de supervisi√≥n del mercado mayorista del gas¬Ľ.

‚Äď mR y mT.: Mermas de regasificaci√≥n y transporte en vigor, respectivamente expresadas en tanto por uno.

‚Äď ATRv: Componente variable del coste de acceso a las instalaciones gasistas, excluido el t√©rmino de conducci√≥n y expresado en ‚ā¨/MWh, que se calcular√° como la suma de de los peajes y c√°nones siguientes:

T√©rmino variable del peaje de regasificaci√≥n, expresado en ‚ā¨/MWh:

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Donde:

Tvf: Término variable del peaje de regasificación en vigor, expresado en cts/kWh.

%GNL: Porcentaje de entradas de gas natural en forma de GNL en el sistema gasista espa√Īol en relaci√≥n con el total, expresado en tanto por uno.

Peaje de descarga de buques expresado en ‚ā¨/MWh:

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Donde:

Tfd: T√©rmino fijo de descarga de buques, planta de Cartagena, expresado en ‚ā¨/buque.

Tvd: Término variable de descarga de buques, planta de Cartagena, expresado en cts/kWh.

Tmbuque: Tama√Īo medio de buque, expresado en MWh

Canon de almacenamiento de GNL expresado en ‚ā¨/MWh:

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Donde:

Tv: Canon de almacenamiento de GNL, expresado en cts/MWh/día.

NAGNL: N√ļmero de d√≠as medio de almacenamiento de GNL en las plantas de regasificaci√≥n.

Coste de almacenamiento subterr√°neo, expresado en ‚ā¨/MWh y calculado de acuerdo a la f√≥rmula siguiente:

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Donde:

Tf: Término fijo del canon de almacenamiento subterráneo, expresado cts/kWh/mes.

Tvi: Término variable de inyección del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh.

Tve: Término variable de extracción del canon de almacenamiento subterráneo, expresado en cts/kWh.

ATRf: Componente fijo mensual del coste de acceso de terceros a las instalaciones gasistas, excluido t√©rmino de conducci√≥n y expresado en ‚ā¨, que se calcular√° como la suma de de los peajes y c√°nones siguientes:

T√©rmino fijo del peaje de regasificaci√≥n, expresado en ‚ā¨:

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Donde:

Trf: Término fijo del peaje de regasificación en vigor, expresado en cts/kWh/día/mes.

Qf: Caudal diario contratado por el ciclo en el punto de salida. Se tomará el caudal aplicado en la facturación del término fijo del término de conducción del peaje de transporte y distribución, expresado en kWh/día.

T√©rmino fijo del peaje de reserva de capacidad expresado en ‚ā¨/mes:

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Donde:

Tfe: Término de reserva de capacidad, expresado en cts/kWh/día/mes.

FC: Facturaci√≥n mensual del t√©rmino de conducci√≥n del peaje de transporte y distribuci√≥n, expresada en ‚ā¨.

3. Los términos %GNL, Tmbuque, y NAGNL se actualizarán anualmente de acuerdo a los datos proporcionados por el Gestor Técnico del Sistema. Los coeficientes de mermas mt y mr serán los aprobados en la legislación vigente.

Para el a√Īo 2010 se emplear√°n los valores de %GNL = 0,74, Tmbuque = 650.343 MWh, y NAGNL = 8,2 d√≠as.

4. El precio del gas natural prc(i,h,j) definido en el apartado 1 de este artículo será fijado semestralmente, en los meses de enero y julio por la Dirección General de Política Energética y Minas.

A efectos del cálculo de la prima de funcionamiento para cada grupo generador, se aprobará el valor de prc(i,h,j) para aquellos meses de los que se dispongan datos definitivos, procediéndose a regularizar el coste de combustible por la diferencia entre los precios reales de los valores indicados en dicho mes y los inicialmente previstos para realizar el despacho.

A efectos del despacho de costes variables de generaci√≥n, el valor de prc(i,h,j) a utilizar en el semestre siguiente ser√° el √ļltimo valor de prc(i,h,j) aprobado con car√°cter definitivo.

Para el primer semestre de aplicaci√≥n de este art√≠culo, se utilizar√° el mismo procedimiento, empleando el √ļltimo valor de aduanas disponible y considerando como valor ¬ęV¬Ľ el que resulte de multiplicar el caudal diario contratado Qf por 30 y por el factor 0,85.

Artículo 3. Establecimiento del precio del Fuel Oil BIA 0,7-0,73 a efectos de la retribución de los grupos de generación del sistema eléctrico canario.

1. El método de cálculo del precio correspondiente al combustible Fuel Oil BIA 0,7-0,73 a utilizar por los grupos generadores del sistema eléctrico canario, será el establecido en el artículo 7 de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, aplicando, para el cálculo del precio del producto y del coste de logística lo siguiente:

1.1 El precio del producto para el Fuel Oil BIA 0,7-0,73 se fijará semestralmente por la Dirección General de Política Energética y Minas, en los meses de enero y julio, y se calculará como media aritmética de las cotizaciones mensuales, correspondientes al semestre inmediatamente anterior, de los de las cotizaciones altas de Fuel Oil 1 por ciento en el mercado CIF Mediterráneo (Génova/Lavera), incrementadas por la prima de calidad calculada como diferencia entre las cotizaciones altas en el mercado FOB NWE del Fuel Oil 0,5-0,7 por ciento y del Fuel Oil 1 por ciento publicadas en el Platts European Marketscan.

1.2 El coste de logística para el Fuel Oil BIA 0,7-0,73 tomará los mismos valores en euros/Tm que los fijados para el Fuel Oil BIA 1 por ciento.

Disposición adicional primera. Cierre de los saldos excedentarios de determinadas cuentas abiertas en régimen de depósitos por la Comisión Nacional de Energía.

1. Los saldos de la cuenta en r√©gimen de dep√≥sito abierta por la Comisi√≥n Nacional de Energ√≠a destinada a la realizaci√≥n de planes de mejora de calidad de servicio con cargo a la tarifa de 2008, no comprometidos en los correspondientes Convenios de Colaboraci√≥n firmados antes del 30 de junio de 2010, pasar√°n a incorporarse como ingresos de actividades reguladas correspondientes al a√Īo 2010.

2. Una vez que la Direcci√≥n General de Pol√≠tica Energ√©tica y Minas haya procedido a aprobar las cuant√≠as definitivas de los programas nacionales de gesti√≥n de la demanda para¬†2004 convocados mediante la Orden ITC/4142/2004, de 30 de noviembre y la Comisi√≥n Nacional de la Energ√≠a haya liquidado a cada una de las empresas, los saldos de la cuenta en r√©gimen de dep√≥sito abierta a estos efectos, correspondientes a la diferencia entre los costes compensables previstos y los costes definitivos aprobados, pasar√°n a incorporarse como ingresos de actividades reguladas correspondientes al a√Īo 2010.

Disposición adicional segunda. Incumplimiento en relación con la obligación del Plan de Instalación de Interruptores de Control de Potencia.

1. En cumplimiento de lo establecido en el artículo décimo del Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico, los distribuidores deberán comunicar a los consumidores la obligación que tienen éstos de instalar los equipos y las posibilidades de adquisición e instalación de los mismos, de acuerdo con el Plan de Instalación de Interruptores de Control de Potencia remitido a la Administración de la comunidad autónoma correspondiente.

A estos efectos, el requerimiento se practicará mediante remisión, a la dirección que a efectos de comunicación figure en el contrato de suministro, por cualquier medio que permita tener constancia de la recepción por el interesado o su representante, quedando la empresa distribuidora obligada a conservar en su poder la acreditación de la notificación efectuada. En el supuesto de rechazo de la notificación, se especificarán las circunstancias del intento de notificación y se tendrá por efectuado el trámite.

Transcurridos 20 d√≠as naturales desde la notificaci√≥n sin respuesta del titular del contrato o su representante se proceder√° a realizar una segunda notificaci√≥n por cualquier medio que permita tener constancia de la recepci√≥n por el interesado o su representante, debi√©ndose conservar la acreditaci√≥n de la notificaci√≥n efectuada. En ella se har√° constar expresamente que si en el plazo de otros 20 d√≠as naturales a contar desde esta segunda notificaci√≥n no se realizan las actuaciones necesarias para dar cumplimiento al Plan o no se recibe respuesta, se proceder√° a facturar desde dicha fecha seg√ļn lo siguiente:

a) Consumidores conectados en baja tensión y con potencia contratada menor o igual a 10 kW, en estos casos se distinguirá lo siguiente:

Potencia contratada menor o igual 5 kW: se aplicará una potencia contratada de 10 kW a efectos de la facturación del peaje de acceso que le corresponda.

Potencia contratada de más de 5 kW y menos de 10 kW: se aplicará una potencia contratada de 20 kW a efectos de la facturación del peaje de acceso que le corresponda.

b) Consumidores conectados en baja tensión y con potencia contratada de más de 10 kW y menos de 15 kW: se aplicará una potencia contratada de 20 kW a efectos de la facturación del peaje de acceso que le corresponda.

2. Las empresas distribuidoras pondrán a disposición de los comercializadores la relación de titulares de los contratos a los que se haya iniciado el procedimiento descrito en el apartado anterior.

Los comercializadores incluirán en su factura las cantidades que resulten de aplicar lo dispuesto anteriormente, indicando de forma expresa la cuantía resultante y el concepto al que corresponde.

A partir de la fecha en que quede instalado el ICP de acuerdo con lo establecido en la normativa vigente se proceder√° a facturar de acuerdo con la tarifa y potencia que corresponda al suministro.

Disposición transitoria primera. Adaptación de los grupos de generación del sistema eléctrico balear con motivo del cambio de combustible a gas natural.

Los grupos de generación del sistema eléctrico balear, durante el periodo en que se encuentren realizando los trabajos de reconversión para su adaptación al cambio de combustible a gas natural, serán considerados disponibles a efectos de la retribución por garantía de potencia prevista en el artículo 3 de la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo, siempre que se cumplan las siguientes condiciones:

1. Que antes del 31 de agosto de 2010 el titular de los grupos remita al Operador del Sistema el plan de adaptación de los grupos, con el detalle de los plazos de realización de los trabajos, y éste dé su aceptación al respecto.

2. Que el plazo de reconversión no sea superior a dos meses para cada grupo.

3. Que todas las plantas que tengan previsto utilizar este combustible hayan terminado su reconversión antes del 31 de diciembre de 2010.

No obstante, por causas excepcionales, la Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe del operador del sistema, podrá autorizar la ampliación de estos plazos hasta el 31 de marzo de 2011.

Disposición transitoria segunda. Plazo para la realización de las pruebas de rendimiento para la determinación de parámetros para los grupos de generación existentes.

Los titulares de las instalaciones en r√©gimen ordinario existentes a la entrada en vigor de la resoluci√≥n por la que se aprueben los procedimientos de pruebas de rendimiento para la determinaci√≥n de los par√°metros, dispondr√°n para la realizaci√≥n de las pruebas de un plazo m√°ximo de dos a√Īos a contar desde la fecha de entrada en vigor de dicha resoluci√≥n.

A estos efectos, el operador del sistema, teniendo en cuenta la propuesta de las empresas propietarias de los grupos, remitirá antes del 1 de octubre de 2010 a la Dirección General de Política Energética y Minas el listado de las instalaciones de generación existentes a las que se propone realizar las pruebas de rendimiento, de acuerdo con lo previsto en el apartado 3 del artículo 6 bis de la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo.

Disposici√≥n derogatoria √ļnica. Derogaci√≥n normativa.

Queda derogada la disposición adicional primera de la Orden ITC/1857/2008, de 26 de junio, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de julio de 2008 y, en general, cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo establecido en la presente orden.

Disposición final primera. Modificación de la Orden 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.

Se modifica la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo de 2006, 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, como sigue:

Uno. Se a√Īade un nuevo art√≠culo 6 bis, con la siguiente redacci√≥n:

¬ęArt√≠culo 6 bis. Par√°metros aplicables al coste variable de generaci√≥n horario.

1. La Dirección General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, aprobará los parámetros utilizados para el cálculo de los componentes del coste variable definidos en el artículo 6: el coste variable de combustible (a, b, c), el coste de arranque (a’, b’ y d), el coste variable de operación y mantenimiento (a’’ y b’’), el coste de reserva caliente (ccrc) y el coste de banda de regulación (a’’’).

Los par√°metros ser√°n √ļnicos por tecnolog√≠a y tama√Īo y se utilizar√°n a efectos del despacho de generaci√≥n previsto en el art√≠culo 4, as√≠ como para realizar las liquidaciones previstas en la presente orden. Se calcular√°n a partir de los par√°metros obtenidos de las pruebas de rendimiento de cada grupo, de forma que se fomente la eficiencia de las instalaciones y se garantice la retribuci√≥n suficiente de las mismas.

2. La información económica necesaria para la determinación de los parámetros a’’, b’’ y d, correspondientes a los costes de operación y mantenimiento y a los costes de arranque, será remitida por la empresa propietaria de los grupos directamente a la Dirección General de Política Energética y Minas, en la forma y plazos que ésta determine.

A estos efectos, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá solicitar al operador del sistema la información técnica necesaria para el cálculo de los anteriores parámetros, obtenida en las pruebas de rendimiento.

Los parámetros d y a’’ se actualizarán anualmente con el IPC previsto en la tarifa menos 100 puntos básicos.

3. Para la determinaci√≥n de los par√°metros t√©cnicos aplicables a los costes variables, las empresas propietarias de los grupos deber√°n realizar las pruebas de rendimiento correspondientes. √Čstas responder√°n a un procedimiento √ļnico, que ser√° aprobado por la Direcci√≥n General de Pol√≠tica Energ√©tica y Minas, previo informe de la Comisi√≥n Nacional de Energ√≠a y a propuesta del Operador del Sistema.

Las instalaciones de generaci√≥n se agrupar√°n en familias, seg√ļn tecnolog√≠as y tama√Īos. Las pruebas de rendimiento se realizar√°n √ļnicamente a una muestra representativa de los grupos de cada familia, que deber√° cumplir los criterios que establezca la Direcci√≥n General de Pol√≠tica Energ√©tica y Minas en la resoluci√≥n por la que aprueben las pruebas de rendimiento.

Durante la realización de las pruebas los grupos se considerarán disponibles a los efectos de su retribución por garantía de potencia definida en el artículo 3 de la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo.

Para la realización de las pruebas se seguirá el siguiente proceso:

a) El operador del sistema, teniendo en cuenta la propuesta de las empresas propietarias de los grupos, remitir√° antes del 1 de enero de cada a√Īo a la Direcci√≥n General de Pol√≠tica Energ√©tica y Minas un listado de la muestra de las instalaciones de generaci√≥n a las que se propone realizar las pruebas de rendimiento durante el a√Īo, de entre aquellas puestas en servicio el a√Īo anterior. Asimismo, enviar√° el listado propuesto por las empresas titulares de los grupos justificando, en su caso, los cambios realizados.

La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá sobre el listado de grupos de generación que deben realizar las pruebas y lo notificará al operador del sistema y a las empresas propietarias de los grupos.

A estos efectos, el titular de las instalaciones deberá proporcionar al operador del sistema el histórico de consumos específicos de todos los grupos de los SEIE a su carga media y, en caso de estar disponible, a plena carga, al 75% de carga y al mínimo técnico. Asimismo deberá proporcionar el histórico de composición y poder calorífico del combustible de cada grupo.

En los grupos de carbón, además de las pruebas con este combustible, también se realizarán pruebas con 100% Fuel-Oil siguiendo los procedimientos de prueba de grupos de fuel. Los grupos que pueden consumir dos tipos de combustible deberán hacer las pruebas de rendimiento con cada uno de ellos.

No obstante, en la Resoluci√≥n por la que se apruebe la muestra de instalaciones a las que se van a realizar las pruebas de rendimiento, la Direcci√≥n General de Pol√≠tica Energ√©tica y Minas podr√° exceptuar a las instalaciones de realizar las pruebas de rendimiento con alg√ļn combustible o podr√° establecer que las pruebas se realicen con la muestra de combustible habitual de funcionamiento.

b) El titular de las instalaciones de generación de régimen ordinario en los SEIE será el responsable de la realización de las pruebas. El operador del sistema las supervisará de manera presencial, pudiendo contar con la ayuda de un tercero convenientemente autorizado por el operador del sistema y preservando en todo caso la confidencialidad de la información. Esta supervisión corresponderá a las pruebas y ensayos, y también a las medidas, toma de muestras y calibraciones.

c) La empresa propietaria deberá informar al operador del sistema, a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía con un mes de antelación de la fecha de realización de las pruebas de cada grupo.

d) En el plazo de un mes desde la realización de las pruebas de cada grupo, la empresa propietaria enviará al operador del sistema y a la Dirección General de Política Energética y Minas el acta de las mismas. En el plazo de un mes desde la recepción de dicha acta, el operador del sistema enviará a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la empresa propietaria de la instalación, el informe de supervisión de las pruebas.

4. La Direcci√≥n General de Pol√≠tica Energ√©tica y Minas revisar√° cada cuatro a√Īos los valores de los par√°metros anteriores atendiendo a la evoluci√≥n de las diferentes tecnolog√≠as.¬Ľ

Dos. Se modifican los apartados 3.3 y 3.4 del artículo 7, que quedan redactados del siguiente modo:

¬ę3.3 Para el Fuel 1250‚Äô‚Äô Redwood y el Fuel Oil n.¬į 1 (2,7 por ciento de azufre), se establecer√° por composici√≥n porcentual en peso de la media aritm√©tica de las cotizaciones altas de Gasoil 0,1 por ciento (14 por ciento) y Fuel Oil 3,5 por ciento (86 por ciento) en el mercado CIF Mediterr√°neo (G√©nova/Lavera) publicadas en el Platts European Marketscan.

3.4. Para el Diesel Oil, se establecer√° por composici√≥n porcentual en peso de la media aritm√©tica de las cotizaciones altas de Gasoil 0,1 por ciento (83 por ciento) y Fuel Oil 3,5 por ciento (17 por ciento) en el mercado CIF Mediterr√°neo (G√©nova/Lavera) publicadas en el Platts European Marketscan.¬Ľ

Tres. Se modifica el artículo 8, que queda redactado como sigue:

¬ęArt√≠culo 8. Informaci√≥n a utilizar para realizar las liquidaciones.

Para realizar la liquidación económica de las energías se utilizará la siguiente información relativa a costes, precios y energías:

1. Coste de generación horario de cada grupo en régimen ordinario que participa en el despacho económico en cada sistema eléctrico aislado (cg(i,h,j)), calculado por el operador del sistema.

2. Precio final horario de generación en cada sistema extrapeninsular (PFG (h)) calculado conforme a lo establecido en el segundo apartado del artículo 9.

3. Precio medio final horario de adquisici√≥n de energ√≠a para los comercializadores y consumidores directos en el mercado de producci√≥n peninsular seg√ļn lo dispuesto en el art√≠culo 12.

4. Energ√≠as producidas y adquiridas por los agentes calculadas de acuerdo con lo establecido en el presente cap√≠tulo.¬Ľ

Cuatro. Se suprime el apartado 1 del artículo 9.

Cinco. Se modifica el apartado primero del artículo 10, que queda redactado de la siguiente manera:

¬ę10.1 Liquidaciones mensuales y sus avances diarios:

a) El operador del sistema calculará y publicará las liquidaciones mensuales y sus avances diarios, con la periodicidad, frecuencia y condiciones generales establecidas en las reglas del sistema de liquidaciones y garantías de pago de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

b) La liquidaci√≥n mensual correspondiente al cierre definitivo de medidas se realizar√° utilizando los precios finales y costes de desv√≠os peninsulares calculados por el operador del sistema con la informaci√≥n de las medidas definitivas peninsulares.¬Ľ

Seis. Se modifica el artículo 11, que queda redactado en los siguientes términos:

¬ęArt√≠culo 11. Energ√≠as a liquidar.

Los datos de medidas utilizados en las distintas liquidaciones serán obtenidos de acuerdo a los plazos y procedimientos establecidos en la legislación específica del sistema de medidas.

1. Régimen ordinario y régimen especial: La energía a liquidar e(e,h,j) es la medida en barras de central de la unidad de producción e en régimen ordinario o en régimen especial obtenida como suma de las medidas de sus puntos frontera, en la hora h y en el sistema eléctrico aislado j.

2. Comercializadores y consumidores directos: La energía a liquidar con cierre de medidas del comercializador o consumidor directo c, en la hora h y en el sistema eléctrico aislado j, EDC(c,h,j), es la medida elevada a barras de central de la energía consumida en los puntos frontera de sus consumidores.

EDC(c,h,j) = ‚ąĎta EDC (c,h,j,ta)

Donde:

EDC (c,h,j,ta) es la energ√≠a en barras de central, en la hora h y en el sistema el√©ctrico aislado j, consumida por el comercializador o consumidor directo c en tarifa de acceso ta calculada seg√ļn la f√≥rmula siguiente:

EDC (c,h,j,ta) = ‚ąĎnt [MPFCnt,ta (c,h,j) √ó (1 + CPERnt,ta (h,j))]

Siendo:

MPFCnt,ta(c,h,j) Suma de las medidas de la energía consumida en los puntos frontera de consumidores del comercializador o consumidor directo c a nivel de tensión nt y tarifa de acceso ta, en la hora h y en el sistema eléctrico aislado j

CPERnt,ta(h,j) Coeficiente de pérdidas para contratos de acceso en puntos de suministro a consumidores con nivel de tensión nt y tarifa de acceso ta y para el periodo tarifario que corresponda para la hora h en el sistema eléctrico aislado j establecido para tarifa de acceso ta en la normativa vigente.

En las liquidaciones sin cierre de medidas, la energía a liquidar EDC(c,h,j) a comercializadores o consumidores directos c en la hora h y en el sistema aislado j, es el valor de su previsión de consumo más la parte que le corresponde del descuadre de energía del sistema eléctrico aislado j.

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

Siendo:

EDCp(c,h,j) Energ√≠a correspondiente a la previsi√≥n de demanda para la hora h del comercializador o consumidor directo c, que est√°n obligados a comunicar al Operador del Sistema seg√ļn se establece en el art√≠culo 4 del Real Decreto 1747/2003 de 19 de diciembre. A estos efectos los programas de energ√≠a estar√°n referidos directamente a barras de central.

SALDOENE(c,h,j) Asignación al comercializador o consumidor directo c del descuadre de energía de cada sistema eléctrico aislado j en la hora h, SALDOENE(h,j).

La asignaci√≥n se realizar√° de forma proporcional a la previsi√≥n de cada comercializador o consumidor directo seg√ļn la f√≥rmula siguiente:

SALDOENE (c,h,j)= SALDOENE(h,j) √ó EDCp(c,h,j)/ ‚ąĎcEDCp(c,h,j)

3. Cierre de energía.

En las liquidaciones sin cierre de medidas, el descuadre de energ√≠a del sistema el√©ctrico aislado j se asignar√° a los comercializadores y consumidores directos en proporci√≥n a sus programas de energ√≠a seg√ļn lo indicado en el apartado anterior.

En las liquidaciones con cierre de medidas, el cierre de energ√≠a, CIERRE(h,j), de cada sistema el√©ctrico aislado j en la hora h, se calcula como la diferencia entre las p√©rdidas de transporte y distribuci√≥n y las p√©rdidas est√°ndares calculadas en cada sistema el√©ctrico aislado, seg√ļn lo establecido en la disposici√≥n adicional segunda del Real Decreto¬†485/2009.

CIERRE(h,j) = PRTD (h,j) - ‚ąĎta ‚ąĎnt [MPFCc,nt,ta √ó CPERnt,ta]

Las pérdidas reales de transporte distribución se obtienen como la diferencia entre toda la generación y toda la demanda en punto frontera de consumo para obtener el balance de energía de cada sistema eléctrico aislado j.

‚ąĎe e(e,h,j) + ‚ąĎta‚ąĎnt MPFCc,nt,ta + PRTD(h,j) = 0

Por tanto, el cierre de energ√≠a del sistema el√©ctrico aislado j se calcula seg√ļn la f√≥rmula siguiente, como la diferencia entre toda la medida de generaci√≥n y toda la medida de demanda elevada a barras de central.

CIERRE(h,j) = -‚ąĎe e(e,h,j) - ‚ąĎta ‚ąĎnt MPFCc,nt,ta - ‚ąĎta ‚ąĎnt [MPFCc,nt,ta √ó CPERnt,ta]

CIERRE(h,j) = - ‚ąĎe e(e,h,j) - ‚ąĎc EDC (c,h,j)‚ÄĚ

Siete. Se modifica la definición del término PREP(h) contenida en el apartado 2 del artículo 12, que queda como a continuación se transcribe:

¬ęPREP(h): Precio del mercado diario en la hora h.¬Ľ

Ocho. Se modifican los apartados 3 a 7 del artículo 12, que quedan redactados como sigue:

¬ę3. Obligaci√≥n de pago por la energ√≠a adquirida por las empresas comercializadoras y consumidores directos.

Cada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema el√©ctrico aislado j tendr√° una obligaci√≥n de pago por su adquisici√≥n de energ√≠a que se calcular√° seg√ļn la siguiente expresi√≥n:

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

Siendo:

CAC(c,h,j): Coste de la energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h.

EDC(c,h,j): Energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 2 del artículo 11.

PMCP(h): Precio medio final de adquisición de la energía para los consumidores directos y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h excluidos los pagos por capacidad y el coste de los desvíos.

De acuerdo con lo establecido en el artículo 11 del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, la Comunidad Autónoma o Ciudad a la que pertenecen los SEIE podrán establecer una adaptación del precio horario peninsular al que compran los comercializadores y consumidores directos a la estructura estacional de la demanda del SEIE de su ámbito territorial, en cuyo caso los valores de PMCP(h) se obtendrían en función de lo establecido en la disposición que regule la citada adaptación de precios.

El precio de adquisici√≥n de energ√≠a definido en este apartado no ser√° de aplicaci√≥n a los comercializadores de √ļltimo recurso en los SEIE por la energ√≠a el√©ctrica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de √ļltimo recurso. El precio de adquisici√≥n de esta energ√≠a ser√° el establecido en la disposici√≥n adicional decimoquinta del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de √ļltimo recurso en el sector de la energ√≠a el√©ctrica.

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

Cada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema el√©ctrico aislado j tendr√° una obligaci√≥n de pago por capacidad que se calcular√° seg√ļn la siguiente expresi√≥n:

PCAP(c,h,j) = ‚ąĎt EDC(c,h,j,ta) * PCAP(h,ta)

Siendo:

PCAP(c,h,j): Coste del pago por capacidad para la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h

EDC(c,h,j,ta): Energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h en la tarifa de acceso ta. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 2 del artículo 11.

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

La obligaci√≥n de pago por capacidad definida en este apartado no ser√° de aplicaci√≥n a los comercializadores de √ļltimo recurso en los SEIE por la energ√≠a el√©ctrica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de √ļltimo recurso.

5. Obligación de pago por coste de desvíos para las empresas comercializadoras y consumidores directos.

Cada una de las empresas comercializadoras y consumidores directos c del sistema el√©ctrico aislado j tendr√° una obligaci√≥n de pago por coste de desv√≠os que se calcular√° seg√ļn la siguiente expresi√≥n:

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

Siendo:

CDSV(c,h,j): Obligación de pago por coste de desvíos para la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h.

EDC(c,h,j): Energía adquirida por la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema eléctrico aislado j en la hora h. El valor de esta energía se calculará en la forma establecida en el apartado 2 del artículo 11.

EDCp (c,h,j): Previsi√≥n de compras en barras de central de la empresa comercializadora y consumidor directo c del sistema el√©ctrico aislado j en la hora h comunicada al despacho seg√ļn lo dispuesto en los procedimientos de operaci√≥n.

CDSVPEN(h): Coste medio de los desvíos de los consumidores directos y comercializadores que adquieren su energía para clientes finales nacionales directamente en el mercado de producción en el sistema eléctrico peninsular en la hora h.

La obligaci√≥n de pago por coste de desv√≠os definida en este apartado no ser√° de aplicaci√≥n a los comercializadores de √ļltimo recurso en los SEIE por la energ√≠a el√©ctrica que adquieran en el despacho de cada SEIE para el suministro a sus consumidores de √ļltimo recurso.

6. Obligación de pago por la energía adquirida por los generadores en régimen ordinario y en régimen especial.

En el caso que la energ√≠a medida en barras de central del generador e en r√©gimen ordinario o en r√©gimen especial que participa en el despacho de generaci√≥n sea negativa por consumo de servicios auxiliares, su obligaci√≥n de pago por la energ√≠a adquirida se calcular√° seg√ļn la siguiente expresi√≥n:

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

Siendo:

CAG(e,h,j): Coste de la energía adquirida por el generador e del sistema eléctrico aislado j en la hora h

e(e,h,j): Energía negativa generada en la hora h por el grupo generador e del sistema extrapeninsular j.

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

7. Liquidación del cierre de energía.

En las liquidaciones con cierre de medidas, el cierre de energ√≠a de cada subsistema el√©ctrico aislado j en la hora h, calculado seg√ļn lo dispuesto en el apartado 3 del art√≠culo¬†11, se valorar√° al precio del mercado diario en la hora h.

Los derechos de cobro por cierres positivos y las obligaciones de pago por cierres negativos se liquidar√°n en la cuenta del operador del sistema. El saldo resultante tendr√° la consideraci√≥n de ingreso o coste liquidable del sistema a los efectos del Real Decreto¬†2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidaci√≥n de los costes de transporte, distribuci√≥n y comercializaci√≥n a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificaci√≥n y seguridad de abastecimiento, y como tal se incluir√° en las liquidaciones de las actividades reguladas seg√ļn establece la disposici√≥n adicional segunda del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de √ļltimo recurso en el sector de la energ√≠a el√©ctrica.¬Ľ

Nueve. Se modifica el artículo 14, cuya redacción pasa a ser la que sigue:

¬ęArt√≠culo 14. C√°lculo de la prima que complementa el precio medio peninsular.

Para cada grupo de generación en régimen ordinario i del sistema eléctrico aislado j en la hora h, el valor de la prima de funcionamiento PrF(i,h,j) se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

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

Siendo:

D/S(i,h,j) * D/S(h): El importe del d√©ficit/super√°vit distribuido al generador i seg√ļn lo dispuesto en el apartado 10 del art√≠culo 12.

E(i,h,j): Energ√≠a neta medida en barras de central aportada por el grupo i del sistema el√©ctrico aislado j en la hora h.¬Ľ

Diez. Se modifica el tercer párrafo de la disposición adicional segunda, que queda redactado de la manera siguiente:

¬ęLos cobros y pagos de los sistemas peninsulares, extrapeninsulares e insulares podr√°n realizarse conjuntamente, sin perjuicio de que en los SEIE la facturaci√≥n se calcule para cada sistema el√©ctrico de forma independiente.¬Ľ

Once. Se suprimen el apartado 2 del artículo 6, los artículos 13, 15 y 17, la disposición transitoria segunda, la disposición transitoria cuarta y la disposición adicional cuarta.

Disposición final segunda. Modificación 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.

El apartado 2 del artículo 14 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, queda redactado como sigue:

¬ę2. La Direcci√≥n General de Pol√≠tica Energ√©tica y Minas comunicar√° al proveedor del servicio la iniciaci√≥n del expediente de revocaci√≥n para que en un plazo de 10 d√≠as a contar desde la recepci√≥n de la referida notificaci√≥n, aqu√©l pueda formular las alegaciones y aportar los documentos que tenga por conveniente.¬Ľ

Disposición final tercera. Entrada en vigor.

Esta Orden entrar√° en vigor el d√≠a siguiente al de su publicaci√≥n en el ¬ęBolet√≠n Oficial del Estado¬Ľ.

Madrid, 11 de junio de 2010.‚Äď El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, Miguel Sebasti√°n Gasc√≥n

Corrección de errores de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio, por la que se regulan diferentes aspectos de la normativa de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares

Advertidos errores en el texto de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio, por la que se regulan diferentes aspectos de la normativa de los sistemas el√©ctricos insulares y extrapeninsulares, publicada en el ¬ęBolet√≠n Oficial del Estado¬Ľ n√ļmero 145, de 15 de junio de 2010, se procede a efectuar las oportunas rectificaciones.

En la p√°gina 50899, p√°rrafo sexto, quinta l√≠nea, donde dice: ¬ęregasificaci√≥n y transporte, el coste medio de los peajes de acceso, incluyendo‚Ķ¬Ľ, debe decir: ¬ęregasificaci√≥n y transporte, y el coste medio de los peajes de acceso, incluyendo‚Ķ¬Ľ.

En la p√°gina 50900, p√°rrafo noveno, quinta l√≠nea, donde dice: ¬ęprecio del Fuel 1250¬Ľ Redwood, ‚Ķ¬Ľ, debe decir: ¬ęprecio del Fuel 1250‚ÄĚ, Redwood, ‚Ķ¬Ľ.

En la p√°gina 50901, p√°rrafo primero, tercera l√≠nea, donde dice: ¬ę‚Ķprecios del Fuel 1250¬Ľ Redwood, ‚Ķ¬Ľ, debe decir: ¬ę‚Ķprecios del Fuel 1250‚ÄĚ Redwood, ‚Ķ¬Ľ.

En la p√°gina 50901, p√°rrafo quinto, segunda l√≠nea, donde dice: ¬ę‚Ķ, se propone modificar la ITC/913/2006, de 30 de marzo,¬Ľ, debe decir: ¬ę‚Ķ, se propone modificar la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo,¬Ľ.

En la p√°gina 50902, art√≠culo 1, segunda l√≠nea, donde dice: ¬ędel precio de combustible gas natural‚Ķ¬Ľ, debe decir: ¬ędel precio del combustible gas natural‚Ķ¬Ľ.

En la p√°gina 50902, art√≠culo 2, apartado 1, p√°rrafo octavo, primera l√≠nea, donde dice: ¬ęPr: Densidad relativa del gas‚Ķ¬Ľ, debe decir: ¬ęŌĀr: Densidad relativa‚Ķ¬Ľ.

En la p√°gina 50902, art√≠culo 2, apartado 1, p√°rrafo noveno, primera l√≠nea, donde dice: ¬ęPaire: Densidad del aire‚Ķ¬Ľ, debe decir: ¬ęŌĀaire: Densidad del aire‚Ķ¬Ľ.

En la página 50903, primera línea, en la fórmula, donde dice:

¬ęC(‚ā¨) = V √ó [Pm √ó (1 + mR + mT) + ATRv] + ATRf + FC¬Ľ

Debe decir:

¬ęC(‚ā¨) = V √ó [Pm √ó (1 + mr + mt) + ATRv] + ATRf + FC¬Ľ

En la p√°gina 50903, p√°rrafo quinto, primera l√≠nea, donde dice: ¬ę- mR y mT: Mermas de regasificaci√≥n y transporte en vigor, respectivamente expresadas en tanto por uno.¬Ľ, debe decir: ¬ę- mr y mt: Mermas de regasificaci√≥n y transporte en vigor, respectivamente, expresadas en tanto por uno.¬Ľ.

En la página 50903, párrafo octavo, en la fórmula, donde dice:

¬ę10 √ó Tvf √ó %GNL

(1 ‚Äď mt)¬Ľ

Debe decir:

¬ę10 √ó Tvr √ó %GNL

(1 ‚Äď mt)¬Ľ

En la p√°gina 50903, p√°rrafo d√©cimo, donde dice: ¬ęTvf: T√©rmino variable del peaje‚Ķ¬Ľ, debe decir: ¬ęTvr: T√©rmino variable del peaje‚Ķ¬Ľ.

En la página 50903, párrafo decimonoveno, en la fórmula, donde dice:

¬ęTv

√ó

NAGNL

100

365¬Ľ

Debe decir:

¬ęTv

√ó

NAGNL¬Ľ

100 (1 ‚Äď mt)

En la página 50904, párrafo séptimo, en la fórmula, donde dice:

¬ęTrf

√ó

Qf √ó %GNL

100

(1 ‚Äď mt)¬Ľ

Debe decir:

¬ęTfr

√ó

Qf √ó %GNL

100

(1 ‚Äď mt)¬Ľ

En la p√°gina 50904, p√°rrafo noveno, donde dice: ¬ęTrf: T√©rmino fijo del peaje ‚Ķ¬Ľ, debe decir: ¬ęTfr: T√©rmino fijo del peaje‚Ķ¬Ľ.

En la p√°gina 50904, p√°rrafo d√©cimo, primera l√≠nea, donde dice: ¬ęQf: Caudal diario contratado por el ciclo en el punto‚Ķ¬Ľ, debe decir: ¬ęQf: Caudal diario contratado por el grupo en el punto‚Ķ¬Ľ.

En la p√°gina 50905, art√≠culo 3, apartado 1.1, cuarta l√≠nea, donde dice: ¬ęsemestre inmediatamente anterior, de los de las cotizaciones altas de Fuel Oil‚Ķ¬Ľ, debe decir: ¬ęsemestre inmediatamente anterior, de las cotizaciones altas de Fuel Oil‚Ķ¬Ľ.

En la p√°gina 50906, apartado a), segundo p√°rrafo, primera l√≠nea, donde dice: ¬ęPotencia contratada menor o igual 5 kW: ‚Ķ¬Ľ, debe decir: ¬ęPotencia contratada menor o igual a 5 kW: ‚Ķ¬Ľ.

En la p√°gina 50906, en la Disposici√≥n transitoria primera, √ļltimo p√°rrafo, √ļltima l√≠nea, donde dice: ¬ęplazos hasta el 31 de marzo de 2011.¬Ľ, debe decir: ¬ęplazos hasta el 31 de mayo de 2011.¬Ľ.