RD134

REAL DECRETO 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica

Art铆culo 脷nico - DAU - DTU - DF1 - DF2 - DF3 - DF4 - Anexo 1 - Anexo 2 - Anexo 3

La Ley 54/1997, de 27 noviembre, del Sector El茅ctrico, dispone en su art铆culo 25 que el Gobierno podr谩 establecer los procedimientos, compatibles con el mercado de libre competencia en producci贸n, para conseguir el funcionamiento de aquellas unidades de producci贸n de energ铆a el茅ctrica que utilicen fuentes de combusti贸n de energ铆a primaria aut贸ctonas, hasta un l铆mite del 15 por ciento de la cantidad total de energ铆a primaria necesaria para producir la electricidad demandada por el mercado nacional, considerada en per铆odos anuales, adoptando las medidas necesarias dirigidas a evitar la alteraci贸n del precio de mercado.

Por otra parte, el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica regulado en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica, constituye una pieza b谩sica en el esquema regulador del sector el茅ctrico introducido por la citada Ley 54/1997, de 27 de noviembre, una de cuyas metas es conseguir una mejora en la eficiencia mediante la introducci贸n de mecanismos de mercado en aquellas actividades que pueden realizarse en condiciones competitivas.

La garant铆a del suministro a los consumidores el茅ctricos pone de manifiesto la importancia de mantener abierta la opci贸n de los combustibles de origen aut贸ctono. A este respecto, la generaci贸n t茅rmica con centrales que utilizan carb贸n como combustible adem谩s, aportan normalmente, salvo indisponibilidades puntuales sobrevenidas, un grado de fiabilidad adecuado para garantizar la correcta operaci贸n del sistema y el suministro el茅ctrico, al tratarse de una producci贸n gestionable y proveedora de servicios de ajuste del sistema.

A ello hay que a帽adir el car谩cter estrat茅gico de la producci贸n con carb贸n aut贸ctono. En este sentido, dado que las centrales que utilizan carb贸n aut贸ctono proveen este servicio y que el carb贸n aut贸ctono puede ser utilizado hasta un m谩ximo del 15 por ciento de la cantidad total de energ铆a primaria necesaria para producir la electricidad demandada en c贸mputo anual, se hace necesario el uso del mismo, en unas cantidades no mayores a las previstas en el 芦Plan Nacional de Reserva Estrat茅gica de Carb贸n 2006-2012 y Nuevo Modelo de Desarrollo Integral y Sostenible de las Comarcas Mineras禄, para evitar que el parque generador de las centrales de carb贸n desaparezcan en el corto plazo, perdi茅ndose as铆 un soporte estrat茅gico importante para llevar a cabo los compromisos adquiridos.

Para alcanzar los objetivos se帽alados, en el art铆culo 煤nico del real decreto se aprueba el procedimiento de resoluci贸n de las restricciones por garant铆a de suministro que se identifican en el programa diario base de funcionamiento y previamente al proceso de modificaci贸n de programas para la resoluci贸n de las restricciones t茅cnicas del sistema.

El proceso de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro, que figura en el anexo I de este real decreto, consiste en realizar sobre el programa diario base de funcionamiento aquellas modificaciones necesarias para cumplir los referidos criterios de seguridad de suministro, con el menor impacto econ贸mico y medioambiental posible, y respetando las limitaciones que sea preciso establecer por seguridad del sistema.

Se establece tambi茅n la posterior aplicaci贸n de un mecanismo para la reducci贸n de los valores programados que resulte precisa, al objeto de obtener un programa equilibrado en generaci贸n y demanda, tras la realizaci贸n de las modificaciones necesarias para resolver las restricciones por garant铆a de suministro, y una vez tenidas ya en cuenta las modificaciones de programa por soluci贸n de restricciones t茅cnicas cuyo saldo neto horario represente una reducci贸n del programa base de funcionamiento. Este mecanismo de reducci贸n de los programas de producci贸n se aplicar谩 sobre las instalaciones t茅rmicas de producci贸n emisoras de CO2, siguiendo un orden de m茅rito descendente de los niveles de emisi贸n de聽CO2 de las distintas instalaciones, y respetando las limitaciones de programa que sea preciso establecer por seguridad del sistema el茅ctrico.

Para la aplicaci贸n de este mecanismo, se ha previsto que la Comisi贸n Nacional de Energ铆a supervise los valores de emisi贸n de cada una de las instalaciones t茅rmicas de producci贸n, comunicados por los sujetos titulares de las mismas, como paso previo a la utilizaci贸n de estos valores por parte del operador del sistema. Dichos valores de emisi贸n deber谩n ser coherentes con el contenido de los informes verificados de emisi贸n notificados por el titular en el marco de la Ley 1/2005, de 9 de marzo, por la que se regula el r茅gimen del comercio de derechos de emisi贸n de gases de efecto invernadero.

Se ha previsto igualmente que la Comisi贸n Nacional de Energ铆a pueda solicitar informaci贸n sobre las ofertas presentadas en el mercado diario por las centrales que utilizan carb贸n aut贸ctono como combustible, as铆 como por aquellas otras instalaciones t茅rmicas de producci贸n emisoras de CO2 que pueden participar en el proceso de reducci贸n de programas posterior a la resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro, a fin de detectar la existencia de indicios de pr谩cticas restrictivas de la competencia.

Se incluyen asimismo, por un lado, un anexo II donde se definen las centrales que quedan adscritas a este proceso como unidades vendedoras, la metodolog铆a de c谩lculo para establecer la retribuci贸n de la energ铆a entregada y los vol煤menes m谩ximos anuales de producci贸n que pueden ser programadas en el proceso de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro y, por otro, un anexo III donde se regulan los derechos de cobro de las unidades cuyo programa resulte reducido en el proceso para la compensaci贸n de las modificaciones por soluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro.

Lo anterior determina la necesidad de introducir en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica, las modificaciones precisas para distinguir dentro de los servicios de ajuste del sistema el servicio de la resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro.

El mecanismo regulado en este real decreto tiene car谩cter transitorio y su puesta en marcha queda vinculada al desarrollo y aprobaci贸n de los procedimientos de operaci贸n y, en su caso, a lo contenido en el art铆culo 108.3 del Tratado de Lisboa, que permitan su implantaci贸n.

Este real decreto ha sido objeto del informe 29/2009 de la Comisi贸n Nacional de Energ铆a, aprobado por su Consejo de Administraci贸n en su reuni贸n de fecha 16 de noviembre de 2009, para cuya elaboraci贸n se han tenido en cuenta las alegaciones formuladas en el tr谩mite de audiencia efectuado a trav茅s del Consejo Consultivo de Electricidad; as铆 como del informe de la Comisi贸n Nacional de la Competencia, aprobado por su Consejo en su reuni贸n de fecha 25 de noviembre de 2009.

La Comisi贸n Delegada del Gobierno para Asuntos Econ贸micos ha examinado el presente real decreto en su reuni贸n de 22 de octubre de 2009.

Este real decreto se dicta al amparo de lo establecido en el art铆culo 149.1.13.陋 y 25.陋 de la Constituci贸n Espa帽ola, que atribuye al Estado la competencia exclusiva para determinar las bases y coordinaci贸n de la planificaci贸n general de la actividad econ贸mica y las bases del r茅gimen minero y energ茅tico, respectivamente. A este respecto cabe se帽alar que, por el contenido de sus disposiciones, la ley no resulta un instrumento id贸neo para su establecimiento y se encuentra justificada su aprobaci贸n mediante real decreto.

En su virtud, a propuesta del Ministro de Industria, Turismo y Comercio, de acuerdo con el Consejo de Estado y previa deliberaci贸n del Consejo de Ministros en su reuni贸n del d铆a 12 de febrero de 2010,

DISPONGO:

Art铆culo 煤nico. Aprobaci贸n del procedimiento de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro. (Modificado por art. 1.1 del Real Decreto 1221/2010)

1. Se aprueba el procedimiento de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro, en los t茅rminos que establece el anexo I de este real decreto.

2. En el anexo II, se definen las centrales que quedan obligadas a participar en este proceso como unidades vendedoras, as铆 como la metodolog铆a de c谩lculo del precio de retribuci贸n de la energ铆a y la manera de fijar los vol煤menes m谩ximos de producci贸n anuales que pueden ser programados en el proceso de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro.

Estas centrales presentar谩n a la Comisi贸n Nacional de Energ铆a una carta de compromiso de adquisici贸n de carb贸n aut贸ctono hasta 2012 por cada uno de los suministradores, incluido el gestor del almacenamiento estrat茅gico temporal de carb贸n, seg煤n se define en el anexo II. Dicha carta deber谩 presentarse en el plazo de dos meses a contar desde el d铆a de la entrada en vigor de este real decreto.

3. En el anexo III, se definen los derechos de cobro de aquellas centrales termoel茅ctricas de generaci贸n que vean reducidos sus programas en la resoluci贸n de las restricciones por garant铆a de suministro.

Disposici贸n adicional 煤nica. Informes sobre los efectos de la aplicaci贸n del procedimiento de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro.

1. El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, en el plazo de dos a帽os desde la entrada en vigor del presente real decreto, presentar谩 un informe a la Comisi贸n Delegada del Gobierno para Asuntos Econ贸micos, en el que se analizar谩 el impacto en el mercado de la aplicaci贸n del procedimiento de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro, para los diferentes agentes del mercado el茅ctrico en Espa帽a afectados, poniendo especial 茅nfasis en los efectos que afecten a la competencia.

2. El Ministro de Industria, Turismo y Comercio en el plazo de dos a帽os desde la entrada en vigor del presente real decreto, presentar谩 un informe a la Comisi贸n Delegada del Gobierno para el Cambio Clim谩tico, en el que se analizar谩 el impacto en relaci贸n a las emisiones de CO2 como consecuencia de la aplicaci贸n del procedimiento de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro.

Disposici贸n transitoria 煤nica. Aplicaci贸n del procedimiento de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro. (Modificada por art. 1.2 del Real Decreto 1221/2010)

El procedimiento de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro que se regula en el art铆culo 1 ser谩 de aplicaci贸n hasta el 2014, o en fecha anterior que se fije por el Ministro de Industria, Turismo y Comercio si cesan las circunstancias excepcionales que han motivado este real decreto.

Disposici贸n final primera. T铆tulo competencial.

El presente real decreto se dicta al amparo de lo establecido en el art铆culo 149.1.13.陋 y聽25.陋 de la Constituci贸n Espa帽ola, que atribuye al Estado la competencia exclusiva para determinar las bases y coordinaci贸n de la planificaci贸n general de la actividad econ贸mica y las bases del r茅gimen minero y energ茅tico, respectivamente.

Disposici贸n final segunda. Modificaci贸n del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica.

Se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica, en los siguientes t茅rminos:

Uno. El art铆culo 2 queda redactado del siguiente modo:

芦Art铆culo 2. Definici贸n.

El mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica es el integrado por el conjunto de transacciones comerciales de compra y venta de energ铆a y de otros servicios relacionados con el suministro de energ铆a el茅ctrica.

El mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica se estructura en mercados a plazo, mercado diario, mercado intradiario, mercados no organizados y mercados de servicios de ajuste del sistema, entendiendo por tales la resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro y por restricciones t茅cnicas del sistema, los servicios complementarios y la gesti贸n de desv铆os.禄

Dos. El art铆culo 12 queda redactado como sigue:

芦Art铆culo 12. Restricciones por garant铆a de suministro y t茅cnicas.

1. A partir del programa diario base de funcionamiento el operador del sistema determinar谩 primero las restricciones por garant铆a de suministro que se regulen y despu茅s las restricciones t茅cnicas que pudieran afectar a la ejecuci贸n del programa previsto, as铆 como las necesidades de servicios complementarios a que diera lugar.

A los efectos de este real decreto, se entender谩 como restricci贸n por garant铆a de suministro a la producci贸n que se determine como necesaria de aquellas unidades t茅rmicas de producci贸n de energ铆a el茅ctrica que utilicen fuentes de combusti贸n de energ铆a primaria aut贸ctonas para asegurar la garant铆a del suministro hasta el l铆mite m谩ximo establecido en el art铆culo 25 de la ley 54/1997, de 27 de noviembre, y tenidas en cuenta las posibles limitaciones de programa por seguridad que, de acuerdo con lo establecido en los procedimientos de operaci贸n, pudieran ser requeridas.

A los efectos del presente real decreto, se entender谩 por restricci贸n t茅cnica cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situaci贸n de la red de transporte o del sistema que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro establecidas reglamentariamente y a trav茅s de los correspondientes procedimientos de operaci贸n, requiera, a criterio t茅cnico del operador del sistema, la modificaci贸n de los programas.

2. Los procedimientos de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro y t茅cnicas podr谩n comportar la retirada de ofertas contempladas en los programas, as铆 como la modificaci贸n de los programas, en los t茅rminos que se establezcan sobre la base de otras ofertas por Resoluci贸n de la Secretar铆a de Estado de Energ铆a.

3. La resoluci贸n de las restricciones por garant铆a de suministro, la resoluci贸n de las restricciones t茅cnicas y el resultado del mercado de servicios complementarios a que se refiere el art铆culo 14 se denominar谩 programa diario viable y ser谩 comunicado por el operador del sistema a los sujetos en la forma y plazos establecidos en los procedimientos de operaci贸n.禄

Tres. El art铆culo 23 bis queda redactado como a continuaci贸n se transcribe:

芦Art铆culo 23 bis. Liquidaci贸n a realizar por el Operador del Sistema.

El Operador del Sistema liquidar谩 las cuant铆as a satisfacer o recibir por los sujetos del mercado de producci贸n correspondientes a:

a) Los cobros y pagos derivados de la gesti贸n de los servicios de ajuste del sistema, que incluir谩:

La resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro.

La resoluci贸n de restricciones t茅cnicas.

Los servicios complementarios.

La gesti贸n de los desv铆os.

b) Los cobros o pagos por el servicio de pago por capacidad.禄

Disposici贸n final tercera. Desarrollo normativo. (Modificada por art. 1.3 del Real Decreto 1221/2010)

1. En un plazo m谩ximo de dos meses a partir de la publicaci贸n de este real decreto, el Operador del Sistema deber谩 presentar al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio una propuesta de revisi贸n de los procedimientos de operaci贸n afectados por lo establecido en este real decreto.

2. Se autoriza al Ministro de Industria, Turismo y Comercio para dictar, en el 谩mbito de sus competencias, las disposiciones de desarrollo que resulten indispensables para asegurar la adecuada aplicaci贸n de este real decreto, as铆 como para la modificaci贸n de sus anexos en funci贸n de las necesidades de garant铆a de suministro del sistema el茅ctrico.

Disposici贸n final cuarta. Entrada en vigor.

El presente real decreto entrar谩 en vigor el d铆a siguiente al de su publicaci贸n en el 芦Bolet铆n Oficial del Estado禄 y ser谩 de aplicaci贸n a partir de la fecha de entrada en vigor de los procedimientos de operaci贸n a que se refiere el apartado tercero punto 1 del anexo I.

Dado en Madrid, el 12 de febrero de 2010.

JUAN CARLOS R.

El Ministro de Industria, Turismo y Comercio,

MIGUEL SEBASTI脕N GASC脫N

ANEXO I

Procedimiento de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro

Primero. Resoluci贸n de las restricciones por garant铆a de suministro al programa diario base de funcionamiento.鈥 Antes de las 14:00 horas de cada jueves, el operador del sistema establecer谩 un plan de funcionamiento para la semana el茅ctrica inmediata siguiente, para las centrales que utilizan carb贸n aut贸ctono como combustible, comunicando a cada titular de dichas centrales su plan de funcionamiento. Se entender谩 por semana el茅ctrica el periodo comprendido entre las 0:00 horas de cada s谩bado y las 24:00 horas del viernes inmediato siguiente. Estos planes semanales se elaborar谩n de forma que el consumo de carb贸n aut贸ctono anual no supere las cantidades previstas en el 芦Plan Nacional de Reserva Estrat茅gica de Carb贸n 2006-2012 y Nuevo Modelo de Desarrollo Integral y Sostenible de las Comarcas Mineras禄. (Modificado por art. 1.4 del Real Decreto 1221/2010)

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

El proceso de resoluci贸n de las restricciones por garant铆a de suministro al programa diario base de funcionamiento se realizar谩 previamente a la modificaci贸n de los programas para la resoluci贸n de las restricciones t茅cnicas, pero teniendo ya en cuenta, sin embargo, las limitaciones de programa que puedan ser requeridas por razones de seguridad del sistema el茅ctrico.

En el proceso de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro, el operador del sistema realizar谩 las modificaciones de programa necesarias para incluir, de acuerdo con el plan de funcionamiento semanal, en su caso actualizado, y comunicado a los sujetos del mercado, la generaci贸n t茅rmica con centrales que utilizan carb贸n aut贸ctono como combustible que hayan sido determinadas por el Ministro de Industria Turismo y Comercio hasta el l铆mite m谩ximo establecido en el art铆culo 25 de la Ley 54/1997, de 27 noviembre, siempre que este l铆mite m谩ximo implique, en el periodo anual correspondiente, el consumo de unas cantidades de carb贸n aut贸ctono no mayores a las previstas en el mencionado 芦Plan Nacional de Reserva Estrat茅gica de Carb贸n 2006-2012 y Nuevo Modelo de Desarrollo Integral y Sostenible de las Comarcas Mineras禄 para ese a帽o.

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

Segundo. Unidades que participan en el proceso de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro en el programa diario base de funcionamiento.鈥 Para la resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro se modificar谩n los programas para incluir la generaci贸n t茅rmica con centrales que utilizan carb贸n aut贸ctono como combustible, participando las centrales habilitadas por el Ministro de Industria Turismo y Comercio, seg煤n lo dispuesto en el anexo II.

Tercero. Modificaci贸n de programas para la resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro.

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

2. Los aumentos de energ铆a as铆 programados y efectivamente realizados sobre el programa diario base de funcionamiento, ser谩n retribuidos de seg煤n la metodolog铆a de c谩lculo establecida en el anexo II para la correspondiente instalaci贸n. (Modificado por art. 1.5 del Real Decreto 1221/2010)

Cuarto. Soluci贸n de los desequilibrios entre producci贸n y demanda derivados de la resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro. (Modificado por art. 1.6 del Real Decreto 1221/2010)

1. Los incrementos de los programas de generaci贸n t茅rmica con centrales que utilizan carb贸n aut贸ctono como combustible que se realicen de acuerdo con lo establecido en el apartado tercero de este anexo I, que no sean directamente compensados por las modificaciones de programa que sea preciso aplicar para la resoluci贸n de las restricciones t茅cnicas identificadas y cuyo saldo neto horario represente una reducci贸n del programa base de funcionamiento, ser谩n compensados mediante la aplicaci贸n del mecanismo espec铆fico descrito en los puntos siguientes.

2. En este mecanismo espec铆fico de reducci贸n de programas, participar谩n todas las instalaciones t茅rmicas de producci贸n de r茅gimen ordinario emisoras de CO2, a excepci贸n de aquellas instalaciones de r茅gimen ordinario que realicen actividades de cogeneraci贸n o a las que aplique la prima que se establece en los art铆culos 45 y 46 y en la disposici贸n adicional sexta del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producci贸n de energ铆a el茅ctrica en r茅gimen especial, que no est茅n incluidas en el anexo II y tengan un programa de venta de energ铆a en el programa diario base de funcionamiento correspondiente al d铆a siguiente.

3. La reducci贸n de los programas de estas instalaciones de producci贸n se efectuar谩 teniendo en cuenta el orden de m茅rito descendente de los niveles de emisi贸n de CO2 de las distintas instalaciones de producci贸n, con respeto de las limitaciones de programa que sea preciso establecer sobre dichas instalaciones por razones de seguridad del sistema el茅ctrico.

La Comisi贸n Nacional de Energ铆a supervisar谩 y har谩 p煤blicos los valores de emisi贸n de CO2 de cada una de las instalaciones t茅rmicas de producci贸n, comunicados por los sujetos titulares de las mismas, como paso previo a la utilizaci贸n de estos valores en este proceso. Los valores de emisi贸n comunicados a estos efectos deber谩n ser coherentes con el contenido de los informes verificados de emisiones que el titular haya notificado en el marco de la Ley 1/2005, de 9 de marzo, por la que se regula el r茅gimen de comercio de derechos de emisi贸n de gases de efecto invernadero.

En caso de que los valores de emisi贸n de CO2 de las instalaciones para una tecnolog铆a est茅n en un rango inferior al 5 por ciento de desviaci贸n con respecto a la media por tecnolog铆a se tendr谩 en cuenta el criterio de minimizaci贸n del impacto econ贸mico en el sistema en la priorizaci贸n de la reducci贸n de los programas, para lo que se establecer谩 un proceso de subasta con car谩cter mensual que garantice la minimizaci贸n de dicho impacto econ贸mico. Dicho proceso de subasta ser谩 realizado por la Comisi贸n Nacional de Energ铆a.

4. Las unidades cuyo programa resulte reducido en este proceso para la compensaci贸n de las modificaciones por soluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro, tras la incorporaci贸n tambi茅n de aquellas modificaciones de programa para la resoluci贸n de restricciones t茅cnicas cuyo saldo neto horario represente una reducci贸n del programa base de funcionamiento, tendr谩n asociada una obligaci贸n de pago al precio del mercado diario y, siempre que la reducci贸n de programa aplicada en el programa base de funcionamiento se mantenga de forma efectiva, generar谩n un derecho de cobro que se define en el anexo III.

Posteriormente, estas unidades no podr谩n ofertar a subir en los mercados intradiarios salvo para mantener sus m铆nimos t茅cnicos de funcionamiento. El incumplimiento de este requisito ser谩 sancionado en los t茅rminos que resultan de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector El茅ctrico.

Quinto. Asignaci贸n y liquidaci贸n de los costes derivados del proceso.

1. La liquidaci贸n de los costes derivados del proceso se realizar谩 por el operador del sistema de acuerdo con lo establecido en los apartados tercero y cuarto.

2. El saldo de los derechos de cobro establecidos en los apartados tercero y cuarto y de las obligaciones de pago del apartado cuarto ser谩 sufragado con cargo al saldo resultante de la diferencia entre los ingresos derivados de la financiaci贸n de los pagos por capacidad y los costes correspondientes a su retribuci贸n antes de su liquidaci贸n a la Comisi贸n Nacional de Energ铆a. El saldo restante tendr谩 la consideraci贸n de ingreso o coste liquidable del sistema a los efectos previstos en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidaci贸n de los costes de transporte, distribuci贸n y comercializaci贸n a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificaci贸n y seguridad de abastecimiento. (Modificado por art. 1.7 del Real Decreto 1221/2010)

Sexto. Supervisi贸n.鈥 Sin perjuicio de lo establecido en la disposici贸n adicional und茅cima, punto tercero 1, funci贸n und茅cima, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, en relaci贸n con el t铆tulo X de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector El茅ctrico, la Comisi贸n Nacional de Energ铆a, en el ejercicio de la funci贸n duod茅cima de la disposici贸n adicional und茅cima, podr谩 solicitar la informaci贸n que considere necesaria.

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

ANEXO II (Modificado por art. 1.8 del Real Decreto 1221/2010)

Centrales que participan en el proceso de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro como unidades vendedoras, precio de retribuci贸n de la energ铆a y vol煤menes m谩ximos de producci贸n anuales programados

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

Soto de Ribera 3.

Narcea 3.

Anllares.

La Robla 2.

Compostilla.

Teruel.

Guardo 2.

Puentenuevo 3.

Escucha.

Elcog谩s.

Los precios de retribuci贸n de la energ铆a y el volumen m谩ximo de producci贸n para cada a帽o que puede ser programado en el proceso de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro ser谩n fijados para cada central anualmente por Resoluci贸n de la Secretar铆a de Estado de Energ铆a. Igualmente, la Secretar铆a de Estado de Energ铆a podr谩 autorizar trasvases de carb贸n entre centrales para una mejor gesti贸n del stock acumulado fijando la nueva retribuci贸n y volumen m谩ximo de las centrales afectadas.

El incumplimiento de la producci贸n programada en el plan de funcionamiento comunicado por el operador del sistema en el proceso de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro, conforme establece el anexo I, ser谩 sancionado en los t茅rminos que resultan de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector El茅ctrico, salvo que se derive de indisponibilidades sobrevenidas debidamente justificadas de acuerdo con la normativa vigente.

Si como consecuencia de indisponibilidades sobrevenidas debidamente justificadas, conforme se establece en el apartado anterior, la diferencia entre las cantidades correspondientes al volumen m谩ximo de producci贸n del a帽o y las realmente producidas se tendr谩 en cuenta para la fijaci贸n del volumen m谩ximo de producci贸n durante el periodo de vigencia del mecanismo.

2. Las cantidades de carb贸n aut贸ctono a adquirir por los titulares de las centrales a que se refiere el apartado anterior para cumplir los vol煤menes m谩ximos de producci贸n que pueden ser programados en el proceso de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro ser谩n las que se fijen para cada a帽o por Resoluci贸n de la Secretar铆a de Estado de Energ铆a.

La Comisi贸n Nacional de Energ铆a supervisar谩 e inspeccionar谩 la correcta utilizaci贸n del carb贸n aut贸ctono asociada a las producciones programada en el plan de funcionamiento comunicado por el operador del sistema en el proceso de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro.

3. Metodolog铆a de c谩lculo de los precios de retribuci贸n de la energ铆a.

3.1 Los precios de retribuci贸n de la energ铆a de las centrales obligadas a participar en el proceso de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro corresponder谩n con el coste unitario de generaci贸n del grupo para una producci贸n anual correspondiente al volumen m谩ximo de producci贸n programable por garant铆a de suministro.

Cuando alguna de estas centrales resulte programada en el programa base de funcionamiento y el volumen m谩ximo de producci贸n programado no haya sido alcanzado, la diferencia entre el precio horario resultante en el mercado diario y el coste unitario de generaci贸n que se define en el apartado siguiente generar谩 una obligaci贸n de pago del titular de la central en el proceso de liquidaci贸n de las restricciones por garant铆a de suministro. La energ铆a producida se tendr谩 en cuenta a la hora de determinar la energ铆a pendiente para alcanzar el volumen m谩ximo de producci贸n para cada a帽o que puede ser programada en el proceso de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro.

3.2 El coste unitario de generaci贸n de los grupos para una producci贸n anual correspondiente al volumen m谩ximo de producci贸n programable por garant铆a de suministro incluir谩 el coste de combustible puesto en central, el coste financiero del carb贸n aut贸ctono almacenado, el coste variable de operaci贸n y mantenimiento, los costes fijos y el coste de emisi贸n de CO2. Estos costes se calcular谩n para cada central i de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

CG (i) = CCi +Cfi + CVOMi + CFi + CO2i

Donde:

CCi: Coste de combustible expresado en Euros/MWh, que se calcular谩 de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

1.000 脳 FCAi 脳

[

PRCAi 脳

ConsEspi

]

+ 1.000 脳 (1 鈥 FCAi) 脳

(

Pp

+ PRLi

)

ConsEspi

PCSi

C$鈧

PCSi鈥

Donde:

FCAi Es el tanto por uno de carb贸n aut贸ctono en energ铆a, que ser谩 acreditado ante la Comisi贸n Nacional de Energ铆a por los titulares de las instalaciones.

PRCAi Son los precios de adquisici贸n del carb贸n aut贸ctono para cada central, expresados en 鈧/t que incorporan las correcciones por motivos de calidad. Estos precios ser谩n calculados a partir de los de 2009 que se incrementar谩n un 2% anual hasta el a帽o聽2012. En el caso del almacenamiento estrat茅gico temporal de carb贸n (AETC) se considerar谩n adem谩s los costes log铆sticos y de gesti贸n. Al finalizar cada ejercicio, las centrales que hubieran fijado un precio de adquisici贸n inferior al considerado, liquidar谩n al operador del sistema el exceso de retribuci贸n por este concepto seg煤n se establezca por Resoluci贸n de la Secretar铆a de Estado de Energ铆a.

ConsEspi es el consumo espec铆fico de la central expresado en te PCS/kWh en barras de central. Para cada una de las centrales se tomar谩n los siguientes:

Central T茅rmica

Consumo Espec铆fico
(te de PCS / kWh bc)

Soto de Ribera 3

2,597

Narcea 3

2,636

Anllares

2,748

La Robla 2

2,741

Compostilla

2,568

Teruel

2,670

Guardo 2

2,548

Puentenuevo 3

2,668

Escucha

3,078

Elcog谩s

2,527

Anualmente, estos par谩metros se actualizar谩n por Resoluci贸n de la Secretar铆a de Estado de Energ铆a.

PCSi y PCS鈥檌 son los poderes calor铆ficos superiores del carb贸n aut贸ctono y del combustible de referencia de la central i expresados en te PCS/t, donde el primero deber谩 ser acreditado ante la Comisi贸n Nacional de Energ铆a por la empresa propietaria de cada central.

C$鈧: Cambio del d贸lar frente al euro (en $/鈧). Para la conversi贸n de d贸lares USA a euros se tomar谩 la media de los tipos de cambio diarios d贸lar USA-euro publicada por el Banco Central Europeo y correspondiente al periodo de c谩lculo del precio del combustible. Si en alguno de los d铆as del per铆odo de aplicaci贸n de precio, el ratio de conversi贸n del USD/EUR no estuviera disponible, entonces, se utilizar铆a la tasa de conversi贸n USD/EUR del 煤ltimo d铆a laborable.

Pp es el precio de referencia de la hulla importada, tal como figura en el anexo III, donde se especifica el procedimiento de c谩lculo y que ser谩 revisado con car谩cter anual. En el caso de que se utilicen otros combustibles se ponderar谩 su precio en funci贸n de los precios internacionales de estos combustibles.

PRLi es el precio de referencia de los costes de log铆stica de los combustibles puestos en la central i en 鈧/t. Este t茅rmino ser谩 determinado por la Secretar铆a de Estado de Energ铆a para cada central basado en precios de mercado.

Cfi: Coste financiero unitario, expresado en Euros/MWh. Es el coste del carb贸n aut贸ctono almacenado superior al stock de seguridad (equivalente a un consumo de 720 horas). Se calcular谩 aplicando el tipo de inter茅s del EURIBOR m谩s 150 puntos b谩sicos a la cantidad de carb贸n aut贸ctono almacenado superior al stock de seguridad valorado al precio de adquisici贸n del stock existente. Adem谩s se consideran como coste unas mermas del 1 % para las hullas y antracitas y del 2 % para el lignito negro. La suma de las cantidades dividida por el volumen m谩ximo de producci贸n programable por garant铆a de suministro para el a帽o que se calcula dar谩 como resultado el coste financiero unitario.

Al finalizar cada ejercicio, las centrales que hubieran funcionado mayor n煤mero de horas que las consideradas correspondiente al volumen m谩ximo de producci贸n programable por garant铆a de suministro que se haya fijado para el mismo, liquidar谩n al operador del sistema el exceso de retribuci贸n en concepto de coste financiero por dicho exceso.

CVOMi: Coste variable de operaci贸n y mantenimiento unitario, expresado en Euros/MWh. Este coste tomar谩 un valor de 2 鈧/MWh para las centrales de lignito negro y de 1,5 鈧/MWh para las hullas y antracitas. En caso de que el grupo de generaci贸n cuente con planta de desulfuraci贸n estos costes se incrementar谩n en 0,5 鈧/MWh.

CFi: El coste fijo unitario, expresado en Euros/MWh, incluir谩 el coste de operaci贸n y mantenimiento fijo y, en su caso, la anualidad del coste de inversi贸n calculado de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

CFi = (CFOMi 脳 Pi+ CITi) / Epi)

Donde:

CFOMi Coste fijo de operaci贸n y mantenimiento unitario, expresado en Euros/MW. El coste fijo de operaci贸n y mantenimiento para cada central ser谩 de 33.000 鈧/MW de coste por grupo generador o, para la central de gasificaci贸n integrada, 140.000 鈧/MW a precios de 2010. Adem谩s, se considerar谩n 5.000 鈧/MW, si cuenta con planta de desulfuraci贸n, a precios de 2010.

Los valores del coste fijo de operaci贸n y mantenimiento definidos en el p谩rrafo anterior se actualizar谩n cada a帽o con la variaci贸n anual del 铆ndice de precios al consumo y ser谩n publicados por Resoluci贸n de la Secretar铆a de Estado de Energ铆a. Para el c谩lculo de la variaci贸n de los 铆ndices de precios en el a帽o n se tomar谩 como valor de dichos 铆ndices la media m贸vil de los 煤ltimos doce meses a noviembre del a帽o anterior.

CITi Anualidad del coste de la inversi贸n por desulfuraci贸n o para amortizaci贸n de plantas de gasificaci贸n integradas para cada grupo, expresada en Euros. Se compondr谩 como suma de dos t茅rminos, la retribuci贸n por amortizaci贸n y la retribuci贸n del capital, y se descontar谩 el pago por capacidad. Se calcular谩 de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

CITi = Ai + Ri - CPi

Donde:

Ai: Retribuci贸n por amortizaci贸n anual de la inversi贸n del grupo i, expresada en euros. La amortizaci贸n de la inversi贸n ser谩 lineal considerando una vida 煤til de 10 a帽os para las inversiones en desulfuraci贸n y 6 a帽os para amortizaci贸n de la planta de gasificaci贸n integrada.

Ri: Retribuci贸n financiera en el a帽o n de la inversi贸n del grupo i, expresada en euros.

Se calcular谩 cada a帽o aplicando la tasa de retribuci贸n (Trn) a la inversi贸n neta (VNIin), conforme a la siguiente f贸rmula:

Rin = VNIin x Trn

Siendo:

VNIi: Valor neto de la inversi贸n del grupo i expresada en euros. Para su c谩lculo se tomar谩n como valores iniciales a 31 de diciembre de 2009 una inversi贸n de 60.000 miles de euros para los grupos que cuentan con planta de desulfuraci贸n. En el caso de la planta de gasificaci贸n integrada se tomar谩 el valor de la inversi贸n no amortizada a 31 de diciembre del a帽o 2009.

(Trn): Tasa financiera de retribuci贸n a aplicar en el a帽o n. Se corresponder谩 con el valor del EURIBOR a tres meses m谩s 150 puntos b谩sicos. Dicho valor se revisar谩 anualmente con el valor del EURIBOR de la media de las cotizaciones del mes de noviembre del a帽o anterior a la fecha de la actualizaci贸n.

CPi: Pago anual por capacidad del grupo i, expresada en euros para cada central.

Pi: Potencia neta del grupo generador, en MW.

Epi: Energ铆a programada para el a帽o, en MWh.

Al finalizar cada ejercicio, las centrales que hubieran producido un volumen de energ铆a el茅ctrica superior al volumen m谩ximo de producci贸n programable por garant铆a de suministro que se haya fijado, liquidar谩n al operador del sistema el exceso de retribuci贸n en concepto de coste fijo por dicha diferencia previa resoluci贸n de la Secretar铆a de Estado de Energ铆a.

CO2i: El coste unitario de emisi贸n del CO2 en Euros/MWh, para lo que se aplican los 煤ltimos factores de emisi贸n disponibles de cada grupo generador (en ton CO2 por MWh generado). Para el c谩lculo del valor del derecho de emisi贸n, para cada ejercicio se tomar谩 la cotizaci贸n media del EUA Futures Contracts del mes de noviembre en el mercado ECX para el a帽o siguiente.

4. Para el a帽o 2010 los vol煤menes m谩ximos para cada central se fijar谩n prorrateando en funci贸n del n煤mero m谩ximo de horas en que este mecanismo es de aplicaci贸n.

ANEXO III (Suprimido por art. 1.9 del Real Decreto 1221/2010)

Derechos de cobro de las unidades cuyo programa resulte reducido en el proceso para la compensaci贸n de las modificaciones por soluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro

1. Derechos de cobro de las unidades que utilicen como combustible carb贸n de importaci贸n y fuel

1.1 Las unidades que utilicen como combustible carb贸n de importaci贸n o fuel cuyo programa resulte reducido en este proceso para la compensaci贸n de las modificaciones por soluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro, tras la incorporaci贸n tambi茅n de aquellas modificaciones de programa para la resoluci贸n de restricciones t茅cnicas cuyo saldo neto horario represente una reducci贸n del programa base de funcionamiento, y la reducci贸n de programa aplicado en el programa base de funcionamiento se mantenga de forma efectiva, generar谩n un derecho de cobro que se determinar谩 a partir del precio resultante del mercado diario, de la cotizaci贸n del combustible utilizado y de los precios de los derechos de emisi贸n de CO2 en los mercados internacionales que ser谩n revisados semestralmente por la Direcci贸n General de Pol铆tica Energ茅tica y Minas y, excepcionalmente, se revisar谩n los precios resultantes si sus valores experimentan variaciones superiores a un 20%. El c谩lculo se realizar谩 como sigue:

RSi = [EDij 路 (MAX (PMDj 鈥 PRic ;0) + mi)]

j

Donde:

RSi: Derecho de cobro por el servicio prestado por la central i, en 鈧.

EDij: Energ铆a programada en el programa diario base de funcionamiento de todos los grupos de la central i en la hora j que ha resultado reducida por el operador del sistema en la resoluci贸n del mecanismo por restricciones de garant铆a de suministro.

PMDj: Precio resultante de la casaci贸n del mercado diario en la hora j.

PRic: Precio de referencia del combustible c utilizado por la central i, basado en la cotizaci贸n internacional CIF en el mercado spot del precio del combustible utilizado y del precio de los derechos de emisi贸n de CO2, seg煤n se define en el apartado 2 de este anexo.

mi: Margen comercial unitario a reconocer a la central i. Este margen se aplicar谩 a las centrales i que a la entrada en vigor del presente Real Decreto tengan suscritos contratos a largo plazo de suministro de combustible en las condiciones establecidas en el apartado聽1.3 de este anexo.

1.2. El precio de referencia del combustible c utilizado por el grupo generador i, PRic, se compone de los siguientes t茅rminos:

PRic = ai 脳 PRip + bi + PRiCO2

Donde:

ai:y bi: Son los par谩metros fijados en los contratos de compra de combustibles de la central i, donde ai es el descuento sobre el precio del combustible de referencia internacional y bi representa los costes fijos de combustible independientes de la cotizaci贸n del combustible de referencia internacional. Las empresas titulares de estas centrales presentar谩n a la Comisi贸n Nacional de Energ铆a, en el plazo de 10 d铆as, los valores de estos par谩metros de cada una de sus centrales y 茅sta elaborar谩 un informe y propuesta de aplicaci贸n del par谩metro para cada central y lo remitir谩 a la Direcci贸n General de Pol铆tica Energ茅tica y Minas quien resolver谩 autorizando las centrales que tienen derecho a un coeficiente ai distinto de la unidad o de bi distinto de 0.

PRip: Es el precio de referencia del producto aplicable a la central i, que utiliza el combustible p expresado en Euros/MWh.

PRiCO2: Precio de referencia de los derechos de emisi贸n de CO2 aplicable a la central i, expresado en Euros/MWh.

PRip y PRiCO2 se fijar谩n semestralmente por la Direcci贸n General de Pol铆tica Energ茅tica y Minas, en los meses de enero y julio, y se calcular谩n como se indica a continuaci贸n:

1.2.1 PRip: El precio de referencia del producto p aplicable a la central i se calcular谩 de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

PRip =

Pp

C$鈧 脳 Pci 脳 Fc 脳 Re

Donde:

Pp: Los precios del producto por tipo de combustible se fijar谩n semestralmente por la Direcci贸n General de Pol铆tica Energ茅tica y Minas, en los meses de enero y julio, bajo la consideraci贸n de los siguientes 铆ndices y cotizaciones, expresados en $/tn dependiendo del tipo de combustible:

Para la hulla importada, ser谩 igual al precio medio forward del API#2 publicado por el Coal Daily de Energy Argus y se calcular谩 como la media aritm茅tica de las cotizaciones diarias de los 煤ltimos veinte d铆as disponibles previos a su fijaci贸n para el semestre inmediatamente posterior.

Para el Fuel Oil 1 por ciento, ser谩 igual a la media aritm茅tica de las cotizaciones altas de Fuel Oil 1 por ciento en el mercado CIF Mediterr谩neo (G茅nova/Lavera) publicada en el Platts European Marketscan y se calcular谩 como la media de las cotizaciones mensuales, correspondientes al semestre inmediatamente anterior.

C$鈧: Cambio del d贸lar frente al euro (en $/鈧). Para la conversi贸n de d贸lares USA a euros se tomar谩 la media de los tipos de cambio diarios d贸lar USA-euro publicada por el Banco Central Europeo y correspondiente al periodo de c谩lculo del precio del combustible. Si en alguno de los d铆as del per铆odo de aplicaci贸n de precio, el ratio de conversi贸n del USD/EUR no estuviera disponible, entonces, se utilizar铆a la tasa de conversi贸n USD/EUR del 煤ltimo d铆a laborable.

Pci: Poder calor铆fico inferior del combustible utilizado valorado en te/t. Los valores del poder calor铆fico inferior del combustible utilizado por un grupo i, ser谩n los siguientes:

Pci (te/t)

Carb贸n

6.000

Fuel Oil

9.750

Rei: Rendimiento del grupo, expresado en tanto por uno. Los valores del rendimiento en funci贸n del combustible utilizado por cada grupo i, ser谩n los siguientes:

Rei (%)

Carb贸n

37,5

Fuel Oil

33

Fc: 1,163 x 10鈥3 MWh/te.

1.2.2 PRiCO2: El precio de referencia de los derechos de emisi贸n de CO2 aplicable a la central i, se calcular谩 de acuerdo con la siguiente f贸rmula:

PRiCO2 = PCO2 x FEi

Donde:

PCO2: son los precios medios de la tonelada equivalente de CO2 en los per铆odos, comprendidos en cada semestre del a帽o para los que se determina el precio PRiCO2. Se calcular谩n como la media del precio al contado de cada uno de los d铆as del per铆odo correspondiente de la tonelada equivalente de CO2 en el mercado de ECX (European Climate Exchange) (en 鈧/tCO2). Los d铆as de negociaci贸n se considerar谩 el precio de cierre del mercado, y el resto de los d铆as se considerar谩 el precio de cierre del 煤ltimo d铆a de negociaci贸n anterior.

FEi: es el factor de emisi贸n de una instalaci贸n expresado en toneladas equivalentes de CO2 por megavatio hora.

Los factores de emisi贸n de cada instalaci贸n se determinar谩n utilizando los datos de emisiones notificados por las mismas en el 谩mbito de la Ley 1/2005, de 9 de marzo, por la que se regula el r茅gimen de comercio de derechos de emisi贸n de gases de efecto invernadero.

1.3 Para que una central i, que a la entrada en vigor del presente Real Decreto tenga suscrito contratos a largo plazo de suministro de combustible que incluyan cl谩usulas del tipo 芦take or pay禄, tenga derecho al reconocimiento del margen unitario mi a que se refiere el apartado 1, deber谩 presentar los contratos de suministro de combustible correspondientes a la Comisi贸n Nacional de Energ铆a antes del 1 de junio de 2010. La Comisi贸n Nacional de Energ铆a, en el plazo de 10 d铆as, a la vista de los contratos elaborar谩 un informe y propuesta de aplicaci贸n del margen para cada central y lo remitir谩 a la Direcci贸n General de Pol铆tica Energ茅tica y Minas quien resolver谩 autorizando las centrales que tienen derecho a la aplicaci贸n de un margen, la cuant铆a del mismo y el plazo m谩ximo de aplicaci贸n.

En el caso de que los contratos no incluyan cl谩usulas del tipo 芦take or pay禄 pero constituyan compromiso de compra firme, la Direcci贸n General de Pol铆tica Energ茅tica y Minas tendr谩 en cuenta, si existiesen, los costes resultantes de la renegociaci贸n o cancelaci贸n de estos contratos con el proveedor.

Igualmente se incorporar谩n los posibles costes del da帽o emergente en las centrales, en los que se considerar谩n, entre otros, los mayores costes unitarios de transporte y de operaci贸n y mantenimiento como consecuencia de la reducci贸n de actividad en la central.

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

Las unidades que utilicen como combustible gas natural cuyo programa resulte reducido en este proceso para la compensaci贸n de las modificaciones por soluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro, tras la incorporaci贸n tambi茅n de aquellas modificaciones de programa para la resoluci贸n de restricciones t茅cnicas cuyo saldo neto horario represente una reducci贸n del programa base de funcionamiento, y la reducci贸n de programa aplicado en el programa base de funcionamiento se mantenga de forma efectiva, generar谩n un derecho de cobro igual al precio resultante del proceso de la subasta de resoluci贸n de restricciones por garant铆a de suministro definido en el 煤ltimo p谩rrafo del punto 3 del apartado cuarto del anexo I.

Dichas subastas tendr谩 car谩cter mensual y se celebraran con dos meses de antelaci贸n. El Ministro de Industria Turismo y Comercio fijar谩 las condiciones y el procedimiento de funcionamiento y participaci贸n en dichas subastas.